Научно-методическое обоснование выделения зон вторичных изменений пород-коллекторов и оценка их влияния на разработку месторождений (на примере месторождений севера Западной Сибири) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, доктор наук Поднебесных Александр Владимирович

• Поднебесных Александр Владимирович
• доктор наук
• 2020

Оглавление диссертации доктор наук Поднебесных Александр Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1 Краткая характеристика геологического разреза севера ЗападноСибирской плиты

1.2 Тектонические предпосылки образования пород-коллекторов с измененной структурой порового пространства

1.3 Седиментологические предпосылки образования пород-коллекторов с измененной структурой порового пространства

1.4 Общие закономерности размещения месторождений УВ на территории

севера Западно-Сибирской плиты

Выводы к первой главе

2 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ОБЛАСТИ ЛОКАЛИЗАЦИИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ, ОСЛОЖНЕННЫХ ВТОРИЧНЫМИ ИЗМЕНЕНИЯМИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

2.1 Методы и методики, принятые при проведении исследований

2.2 Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных процессами цеолитизации

2.3 Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных процессами карбонатизации

2.4 Особенности геологического строения и области локализации пород-коллекторов, осложненных процессами выщелачивания и вторичного

минералообразования

Выводы ко второй главе

3. ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ВТОРИЧНЫМ ИЗМЕНЕНИЯМ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

3.1 Вторичные изменения пород-коллекторов за счет процесса цеолитизации

3.2 Вторичные изменения пород-коллекторов за счет процесса карбонатизации

3.3 Вторичные изменения пород-коллекторов за счет процессов выщелачивания и вторичного минералообразования

3.4 Термодинамическая модель формирования основных типов вторичных

изменений пород-коллекторов

3.4 Методика выделения зон вторичных изменений пород

коллекторов

Выводы к третьей главе

4. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ, ОСЛОЖНЕННЫХ

ВТОРИЧНЫМИ ИЗМЕНЕНИЯМИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

4.1 Состояние разработки залежей, затронутых процессами вторичных изменений пород-коллекторов

4.1.1 Состояние разработки залежей, затронутых процессами цеолитизации

4.1.2 Состояние разработки залежей, затронутых процессами карбонатизации

4.1.3 Состояние разработки залежей, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования

4.2. Регулирование процесса вытеснения на залежах с вторичными изменениями пород-коллекторов

4.2.1 Регулирование процесса вытеснения на залежах, затронутых процессами цеолитизации

4.2.2 Регулирование процесса вытеснения на залежах, затронутых процессами карбонатизации

4.2.3 Регулирование процесса вытеснения на залежах, затронутых

процессами выщелачивания и вторичного минералообразования

4.3. Совершенствование систем разработки залежей с вторичными изменениями пород-коллекторов

4.3.1 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых процессами цеолитизации

4.3.2 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых процессами карбонатизации

4.3.3 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования

4.4. Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах с вторичными изменениями пород-коллекторов

4.4.1 Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах, затронутых процессами цеолитизации

4.4.2 Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах, затронутых процессами карбонатизации

4.4.3 Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования

Выводы к четвертой главе

5. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ С ИЗМЕНЕННОЙ СТРУКТУРОЙ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА

5.1 Результаты практического применения технологий совершенствования систем разработки залежей с измененной структурой порового пространства

5.2 Результаты практического применения различных геолого-

технологических мероприятий на залежах с измененной структурой

порового пространства

5.3 Результаты практического применения адресных технологий обработки скважин на залежах с измененной структурой порового

пространства

Выводы к пятой главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научно-методическое обоснование выделения зон вторичных изменений пород-коллекторов и оценка их влияния на разработку месторождений (на примере месторождений севера Западной Сибири)»

Актуальность темы исследований

На сегодняшний день углеводородное сырье (УВ) играет важнейшую роль в экономике Российской Федерации. До 2014 года, доходы федерального бюджета от экспорта УВ составляли более 50 %. Падение мировых цен на энергоносители не смогло изменить зависимость государственной казны от нефтегазового сектора. Данные Росстата показывают, что по итогам первых восьми месяцев 2018 года на доходы от добычи УВ пришлось 45.6 % всех доходов федерального бюджета, и в обозримом будущем эта цифра будет только увеличиваться.

В течение последних 15-20 лет в основных нефтегазоносных провинциях России наблюдается стабильное снижение уровня добычи УВ. Не является исключением и территория Западной Сибири, которая уже на протяжении пятидесяти лет является главной базой добычи нефти и газа. Новыми возможностями для изменения текущей тенденции является вовлечение в процесс разработки залежей нефти и газа в малоизученных районах с высокой плотностью УВ. Такие перспективные объекты характеризуются крайне сложным геологическим строением и наличием большого количества разных типов вторичных изменений пород-коллекторов. Несмотря на достаточно большое количество таких объектов, на данный момент отсутствует не только четкая классификация основных типов вторичных изменений, но и критерии их выделения, оконтуривания и, как следствие, недостаточно проработаны методики поиска и разведки залежей с измененной структурой порового пространства.

По оценке автора, на основании изучения кернового материала более тридцати месторождений УВ сырья, на территории Западной Сибири вторичным изменениям в той или иной степени подвержено большинство пород-коллекторов юрского и мелового возраста, а в зонах максимальных

проявлений вторичных парагенезисов сосредоточено около 15-20 % от общего объема всей ресурсной базы УВ Западной Сибири.

Необходимость существенного улучшения качества поисково-разведочного бурения требует дифференцированного подхода к изучению геологического строения залежей, осложненных вторичными изменениями пород-коллекторов, определению факторов, влияющих на тип и интенсивность вторичных изменений, а также поиску эффективных технологий, способствующих максимальному достижению проектных показателей. Проведенный анализ показал, что на большинстве объектов со сложной структурой порового пространства наблюдаются высокая степень обводненности продукции, низкий отбор от начальных извлекаемых запасов нефти и невысокая эффективность применяемых геолого-технологических мероприятий.

Все это продиктовало необходимость проведения масштабных научно-технических исследований, в результате которых автором была предложена методика выделения зон вторичных изменений пород-коллекторов с обоснованием необходимости учета типа и интенсивности проявления вторичных изменений при проектировании разработки месторождений УВ и подборе специализированных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Результаты исследований легли в основу стратегии геологоразведочных работ (ГРР), проводимых ведущими нефтегазовыми компаниями на территории севера Западно-Сибирской плиты.

Тема работы и содержание исследований соответствуют пунктам 2 и 3 области исследований, определяемой паспортом специальности 25.00.12 -«Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»: Пункт 2. «Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений: методология прогнозирования, оценки ресурсов и подсчет запасов нефти и газа»; Пункт 3. «Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений».

Степень разработанности темы

Существующая практика геологоразведочных работ не содержит методических подходов, которые бы с высокой степенью достоверности могли определить тип вторичных изменений коллекторов и степень его влияния на структуру порового пространства. Среди общепринятых методов отсутствует оценка интенсивности вторичных процессов, влияние тектонической активности района и химизма среды на их вертикальную и латеральную зональность, что позволило бы в дальнейшем перейти к прогнозированию площадей их максимальных концентраций и избежать негативных последствий в процессе разработки продуктивных залежей такого типа.

Проблемами изучения вторичных изменений пород-коллекторов терригенного генезиса в разное время занимались такие известные ученые как Алексеев В.П., Арешев Е.Г., Белозеров В.Б., Бочкарев В.С., Брехунцов Н.П., Вакуленко Л.Г., Гурари Ф.Г., Дмитриевский А.Н., Исаев Г.Д., Карогодин Ю.Н., Колокольцев В.Г., Конторович А.Э., Конторович В.А., Коробов А.Д., Коссовская А.Г., Кулахметов Н.Х., Мельник И.А., Нестеров И.И., Нехаев А.Ю., Пейве А.В., Перозио Г.Н., Предтеченская Е.А., Родыгин А.И., Сахибгареев Р.С., Сердюк З.Я., Сургучев Л.М., Сурков В.С., Токарев М.А., Хайн В.Е., Чернышов А.В., Шварцев С.Л., Шпуров И.В., Япаскурт О.В., Fisler, D.K., Hearst, J.R., Riding, J.B. и др.

Цели и задачи работы

Научно-методическое обоснование выделения зон вторичных изменений терригенных коллекторов месторождений севера Западной Сибири для повышения эффективности их разработки путем оценки литологических, геохимических и тектонических критериев, влияющих на тип и интенсивность вторичных изменений.

Для достижения поставленной цели в диссертации решались следующие задачи:

1 Описание и классификация основных типов вторичных изменений пород-коллекторов юрского и мелового возраста ЗападноСибирской плиты на основе лито-фациального, палеогеодинамического, литолого-петрографического, гранулометрического и электрометрического анализов.

2 Определение факторов, влияющих на окончательное формирование структуры порового пространства пород-коллекторов.

3 Разработка критериев прогноза и выделения зон вторичных изменений пород-коллекторов, установление состава вторичных минеральных парагенезисов и последовательности их образования в зависимости от термодинамических условий среды на основе физико-химического моделирования.

4 Выявление связи основных типов вторичных изменений с фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов и оценка их влияния на основные показатели разработки продуктивных залежей.

5 Оптимизация комплекса технологий и геолого-технологических мероприятий, способствующих дифференцированной разработке запасов нефти на залежах с вторичными изменениями пород-коллекторов.

Научная новизна

1 Разработаны и обоснованы новые критерии выделения площадей с максимальными концентрациями основных типов вторичных изменений пород-коллекторов, которые пространственно и генетически связаны с тектонически активными зонами, определенными условиями осадконакопления и условиями химизма среды.

2 Впервые с помощью физико-химического моделирования определен точный минеральный состав промежуточных и конечных членов парагенетических рядов основных типов вторичных изменений, установлена последовательность их формирования и термодинамические условия среды, найдена связь между основными типами вторичных изменений и фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов.

3 Создана комплексная методика прогноза зон вторичных изменений пород-коллекторов, которая на основе комплексирования геофизических данных, интерпретации ГИС и седиментологических моделей резервуаров позволяет определить тип вторичных изменений и степень их влияния на структуру порового пространства на любых этапах геологоразведочных работ.

4 Обоснованы и апробированы адресные технологии повышения нефтеотдачи для залежей, затронутых вторичными изменениями пород-коллекторов, основанные на анализе текущего состояния разработки объектов с измененной структурой порового пространства.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в создании методики прогноза зон вторичных изменений пород-коллекторов, которая при существующей тенденции постоянного усложнения геологического строения поисковых и разведочных объектов, является перспективным направлением исследований. Применение данной методики позволит детально картировать зоны максимальных концентраций вторичных парагенезисов, обеспечит повышение точности оценки перспективных объектов, снизит геологические риски и неопределенности уже на ранних стадиях геологоразведочных работ, создаст предпосылки для более эффективной разработки залежей и даст возможность транслировать этот опыт на другие осадочные бассейны России и мира.

Практическая значимость работы заключается в получении комплексных данных о составе и последовательности формирования вторичных парагенезисов, которые используются при составлении проектных документов в части рекомендаций по доразведке продуктивных залежей и применению технологий увеличения нефтеотдачи на залежах с измененной структурой порового пространства.

Автором создано свыше 50 седиментологических и постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ), результаты

которых были использованы в 30 научно-исследовательских отчетах, прошедших апробацию в ФБУ «ГКЗ». Рекомендации по определению и изучению вторичных минеральных парагенезисов используются при разработке стратегии геологоразведочных работ и уточнении структуры сырьевой базы в производственных подразделениях ПАО «НК Роснефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Газпром». Основанная на материалах данной работы монография «Геологическое моделирование горизонта Ю1 Томской области» используется в процессе обучения геологов в качестве учебного пособия по специальности «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» в Томском государственном университете.

Методы исследований

В основе работы лежат данные исследований более 75 поисково -оценочных и разведочных скважин с выносом керна более 60 %. Описание и исследование шлифов, керна, а также изучение минералогического состава проводились непосредственно автором. В работе были использованы результаты опробования более чем по 100 скважинам и данные ежемесячных эксплуатационных рапортов более чем по 500 скважинам.

При непосредственном участии автора в составе проектных групп были созданы седиментологические модели, выполнена интерпретация данных комплекса ГИС по 420 скважинам, сделан электрометрический анализ продуктивных отложений. Для разработки рекомендаций по адресному воздействию технологий увеличения нефтеотдачи построены полномасштабные геологические и секторные гидродинамические модели по всем рассматриваемым в работе месторождениям.

Положения, выносимые на защиту

1 Комплексная технология диагностики и определения основных типов вторичных изменений пород-коллекторов с использованием данных ГИС, исследований керна, обработки и интерпретации сейсмического материала, характерных для Западно-Сибирской плиты.

2 Механизм формирования разных типов вторичных изменений и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов на основе комплексного изучения кернового материала и физико-химического моделирования природных систем.

3 Методика качественного прогнозирования зон развития вторичных изменений коллекторов для определения районов их максимальных концентраций и корректировки геологического рейтинга бурения скважин.

4 Методы увеличения потенциала технологий повышения нефтеотдачи пластов, осложненных вторичными изменениями, для максимального вовлечения в разработку слабо дренированных участков с повышенной плотностью остаточных запасов.

Степень достоверности и апробация результатов Представленные в работе исследования базируются на детальном изучении геологического строения более 70 месторождений Западной Сибири, выполненном с помощью рентгеноструктурного анализа, литологического описания, седиментологической интерпретации полноразмерного керна и описания петрографических шлифов; на результатах экспериментальных исследований, основанных на изучении капиллярных свойств методом полупроницаемой мембраны, определении силы межфазного натяжения и контактного угла в пластовых условиях и коэффициента вытеснения нефти водой и газом.

Анализ полученных результатов исследований производился с помощью современных методик сбора и обработки исходной информации с учетом критериев подобия и воспроизводимости результатов, осуществленных на оборудовании, прошедшем государственную поверку в аккредитованных на техническую компетентность испытательных лабораториях. Полученные автором результаты не противоречат ранее опубликованным экспериментальным данным других исследователей. Достоверность полученных результатов предопределяется адекватностью используемых

моделей геологических объектов разработки реальному строению резервуаров, осложненных вторичными изменениями пород-коллекторов.

Основные положения докладывались и обсуждались: на всероссийских конференциях «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири», (Томск, 1998); «Металлогения древних и современных океанов», (Миасс, 1999); «Металлогения древних и современных океанов», (Миасс, 2002); «Десятое уральское литологическое совещание», (Екатеринбург, 2014); «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений», (Уфа, 2008, 2011); «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», (г. Анапа, 2014); «Седьмое литологическое совещание», (Новосибирск, 2013); «Восьмое литологическое совещание», (Москва, 2015); «Геология, геофизика и минеральное сырье Сибири», (Новосибирск, 2015); международных конференциях «Новые технологии для старых провинций», (Тюмень, 2013); «Международная конференция по трудноизвлекаемым запасам, (Санкт-Петербург, 2014); «Геомодель, 2015 » EAGE, (Геленджик, 2015), SPE Moscow 2015-2019, «Тюмень 2017», (Тюмень 2017) EAGE. Основные результаты диссертации опубликованы в журналах «Нефтяное хозяйство», «Вестник Томского государственного университета», «Известия Томского политехнического университета», «Вестник Тюменского государственного университета».

Публикации

Результаты выполненных исследований опубликованы в 3 монографиях, 40 статьях, докладах и тезисах, в том числе 17 работ в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ по специальности 25.00.12 (геолого-минералогические науки).

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных результатов, выводов и списка литературы, включающего 41 9 наименований. Работа изложена на 274 страницах машинописного текста, содержит 106 рисунков и 20 таблиц.

ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ СЕВЕРА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

1.1 Краткая характеристика геологического разреза севера ЗападноСибирской плиты

Начиная с серидины 50-х годов двадцатого века, начали провдится систематические исследования геологического строения разреза осадочного чехла Западно-Сибирской плиты [98, 152]. Значительное качественное и количественное увеличение этих исследований, связаное с массовым поиском ловушек углеводородного сырья, позволило установить, что в геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты четко обособляется два структурно-тектонических этажа. Первый относится к фундаменту плиты, представленному разными по составу и происхождению метаморфическими породами докембрийско-протерозойского возраста. Второй сложен осадочными породами рифей-палеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста, имеющими полифациальное происхождение, и делится на два яруса: верхний и нижний.

Приведенное ниже краткое описание разверза севера Западно -Сибирской плиты дано на основании последних уточненных региональных стратиграфических схем мезозойских, палеогеновых и неогеновых отложений [291, 294, 335], мобилисткой теории взаимного перемещения литосферных плит [125, 169] и кернового материала по 75 поисково-оценочным и разведочным скважинам, описанного автором в ходе работы над диссертацией.

Докембрийский и палеозойский комплексы

Первые данные о вещественном составе и палеонтологической характеристике пород фундамента Западной Сибири появились в литературе

в конце пятидесятых годов с началом бурения глубоких скважин [5], а первые результаты палеонтологических исследований кембрийских отложений во второй половине шестидесятых годов [91]. К середине семидесятых годов данные по кембрию, ордовику и силуру получили географическую привязку, а для карбона и перми были заложены основы структурно-фациальных зон [35, 327].

Палеозойский комплекс, так же, как и докембрийский, крайне неравномерно охарактеризован керновым материалом. Это можно сказать и о палеонтологическом обосновании отложений. Так отложения кембрийского возраста палеонтологически обоснованы только в Приенисейской полосе, где они вскрыты тремя скважинами. Их мощность не первышает первых десятков метров, а в составе доминируют известняки и ангидриты, перекрытые преимущественно терригенными отложениями [154, 379, 380].

Ордовикские отложения Западно-Сибирского бассейна представлены двумя типами разреза - карбонатно-терригенными толщами на востоке и преимущественно вулканогенно-терригенными на западе. Линия раздела проходит вдоль западных границ Варьеганского и Нюрольского районов и символизирует собой положение краевой зоны западного шельфа Сибирского палеобассейна. В Приенисейской зоне ордовикские отложения вскрыты на Малохетской и Елогуйской площадях и представлены доломитами, зеленоцветными аргиллитами и известняками, содержащими большое количество брахиопод, гастропод, мшанок и водорослей. Кроме того, фаунистически доказанные карбонатно-терригенные отложения ордовика вскрыты на Западно-Новогодней, Полуденной и Мыльджинской площадях.

Силурийские отложения на большей части Западно-Сибирского бассейна представлены карбонатными отложениями главным образом темно -серыми массивными глинистыми известняками, содержащими остатки кораллов, брахиопод, конодонт. В ряде разрезов Нюрольского района, особенно в нижней части присутствуют эффузивы и покровы туфов.

Отложения силура выделены в скважинах Долганской и Суходудинской площадей. В Усть-Енисейском районе на Малохетской площади установлены глинистые известняки, содержащие табуляры раннесилурийского возраста.

Девонские отложения из всей палеозойской системы наиболее охарактеризованы керновым материалом. На большей части ЗападноСибирской плиты они представлены переслаиванием известняков и глинистых сланцев, которые в ряде районов сменяются карбонатно-глинистыми сланцами. В восточной Приенисейской зоне вскрыта верхнедевонская толща пестроцветных терригенно-карбонатных пород с прослоями серых, зеленовато-серых доломитов, в которых обнаружены позднедевонские фораминиферы и водоросли. На Вездеходной площади отложения верхней части девона сложены диабазами, базальтовыми порфиритами, туфами, туффитами. Нижняя часть представлена пестроцветными аргиллитами, песчаниками и конгломератами с базальтами, и туфами.

Каменноугольные отложения однотипны для значительной части Западно-Сибирского бассейна. Вверх по разрезу кремнистые известняки сменяются кремнистыми аргиллитами, а затем глинистыми известняками и аргиллитами. В Большехетской зоне вскрыты пачки переслаивания известковых аргиллитов, алевролитов, мергелей, известняков, базальтов, долеритов. Известняки содержат мшанки и брахиоподы турнейского яруса нижнего карбона. Преимущественно карбонатный разрез вскрыт несколькими скважинами на Северо-Варьеганской площади, где по многочисленным находкам фораминифер установлен турней-визейский возраст вмещающих пород. Породы содержат двустворки, растительные остатки и спорово-пыльцевые комплексы, на основании которых делаются заключения о возрасте пород. Отсутствие процессов осадконакопления и начавшиеся в позднекаменоугольный период процессы эрозии продолжились в пермское время.

Мезозойский комплекс

Триасовая система

Триасовые отложения распространены на большей части исследуемой территории и подчинены расположению рифтовых систем (рисунок. 1.1.). В центральной части Западно-Сибирской плиты выделяются две зоны трехлучевого соединения грабен-рифтов, к которым приурочены наибольшие мощности осадочного мезозойского чехла [328].

Одни из них завершают палеозойский цикл осадконакопления, слагая единый структурный этаж, другие образуют самостоятельный, тафрогенный этаж [42, 77, 128, 138, 191], третьи перекрывают складчатый палеозой, вулканиты пермо-триаса и без видимых несогласий перекрываются юрскими отложениями на севере Западной Сибири в области Ямало-Тазовской мегасинеклизы [233].

В отложениях триаса выделяется две серии: тампейская и туринская [324]. Тампейская серия в объеме среднего-верхнего отделов представлена аргиллитами, алевролитами, песчаниками, туффитами и состоит из двух пачек: верхней более глинистой и нижней, имеющей песчано-глинистый состав.

В верхней толще наблюдается преобладание мелкозернистых аргиллитов и алевролитов, внешний облик которых сформировался под воздействием процессов, происходящих на границе «море-суша». В них отмечаются многочисленные находки растительного детрита. В отложениях нижней толщи отмечены признаки мелкозернистого вулканогенно-осадочного метриала с преобладанием аргиллитов по всей площади развития толщи.

Туринская серия представлена основными изверженными породами, их туфами, прослоями вулканогенно-осадочных пород. В кровле прослеживается пачка переслаивания туфопесчаников, алевролитов, аргиллитов, охарактеризованная в верхней части спорово-пыльцевым комплексом и остатками наземных растений раннего триаса.

Рисунок 1.1 - Схема строения триасового комплекса Западной Сибири [42].

Юрская система

Первая стандартизированная стратиграфическая схема юрских отложений севера Западной Сибири была принята в 1959 году [293]. В настоящее время большинство исследователей осадочные образования ранне-среднеюрского возраста севера Западной Сибири объединяют в большехетскую серию, состоящую из зимней, левинской, шараповской, китербютской, надояхской, лайдинской, вымской, леонтьевской и малышевской свит (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Литолого-стратиграфический профиль юрских и меловых отложений платформенного чехла Западно-Сибирской плиты [30].

Зимняя свита представлена светло-серыми песчаниками с прослоями алевролитового и глинистого состава, которые в подошвенной части свиты переходят в прослои конгломератов. Рядом исседователей [313, 412] продуктивные отложения свиты относятся к прибрежно-морскому комплексу, что подтверждается многочисленными находками обугленных растительных остатков, конкреций пирита, обломков раковин двустворок. Мощность отложений по скважинам колеблется от 170 до 420 м.

В составе левинской свиты преобладают серые аргиллиты и отдельные пачки песчано-алевритового состава с большим количеством детритового материала, пирита и сидерита. Также отмечены находки моллюсков и фораминифер, по которым определен точный возраст отложений [50] и прибрежно-морской генезис отложений. Можность осадков достигает 80-160 м.

Шараповская свита сложена песчаниками и алевритами, которые содержат пропластки темно-серых глин [80, 142]. Формирование свиты происходило преимущественно в условиях мелководно-морского бассейна, возраст которого определяется по остаткам фауны. Мощность отложений в среднем составляют 150 м в центральных районах.

Китербютская свита сложена преимущественно глинистыми породами, формировавшимися в морском бассейне, с признаками битуминозности. Мощность свиты составляет 50-100 м.

Надояхская свита представлена мелкозернистыми светло-серыми песчано-алевритовыми породами. Отложения формировались в морском бассейне. Мощность достигает 170 м.

Лайдинская свита представлена серыми глинами с прослоями песчано-алевритового материала. Структурно-текстурные признаки определяются прибрежно-морским генезисов отложений и остаткам фауны [378]. Толщины достигают 100-120 м.

Вымская свита сложена мелкозернистыми светло-серыми песчано-алевритовыми отложениями с небольшим содержанием глинистого материала. Отмечаются многочисленные обугленные растительные остатки. Отложения свиты формировались преимущественно в прибрежно-морских условиях, что подтверждается наличием фауны моллюсков и фораминифер. Мощность свиты достигает 300 м.

Леонтъевская свита представлена мощной пачкой серых глин и спорадически расположенными линзами песчаников и алевролитов. Накопление осадков происходило в северных районах в морских и

прибрежно-морских условиях, в южных районах - в континентальных условиях. Мощность отложений обычно не превышает 220-240 м.

Малышевская свита в объеме батских осадочных образований представлена преимущественным развитием серыми песчаниками с маломощными глинистыми прослоями. Формирование отложений происходило в прибрежно-морской и континентальной обстановках осадконакопления [47, 378, 387], что подтверждается многочисленными находками раковин фораминифер. Мощность свиты около 300 м.

Верхнеюрские отложения достаточно равномерно распространены по площади Западно-Сибирской плиты. Состав и мощность верхнеюрских отложений достаточно изменчив по площади и представлены осадками преимущественно морского и прибрежно-морского генезиса. В центральных и западных частях Западно-Сибирской плиты мощность отложений составляет десятки - первые сотни метров. В восточных районах существенно меняется состав отложений - начинает преобладать алевритовая и песчаная составляющие. В северо-восточных районах наблюдается только значительное увеличение мощности отложений по разрезу, изменение состава пород не наблюдается.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Поднебесных Александр Владимирович, 2020 год

- - - - -

Заполярное месторождение

ВИР 39 Да 0.3 тыс.т. 83

ГКО 3 Нет 0.1 тыс.т. 4

ГРП 2 Ля 84

Да

Перфорация/

Реперфораци я 3 Да 0.2 тыс.т. 8

Яро-Яхинское месторождение

- - - - -

Работы по интенсификации притока с помощью физико-химических методов проводятся на территории севера Западной Сибири еще с начала освоения Уренгойского и Ямбургского месторождений. За последние несколько десятков лет здесь прошли опытно-промышленные испытания практически все существующие методы кислотного и бескислотного воздействия на призабойную зону для улучшения показателя продуктивности скважин. Однако до настоящего времени наиболее эффективные методы интенсификации так и не определены, хотя отдельные технологии показали достаточно хорошие результаты. Успешность проведения физико-химических методов повышения производительности скважин не превышает 50 %, а относительный прирост дебита 10-15 %.

Основными причинами низкой эффективности этих операций является: неудовлетворительное качество цементирования скважин, наличие в разрезе водогазоотдающих интервалов и вторичных парагенезисов, недостаточная обоснованность проведения того или иного метода воздействия [358], что приводит к существенному снижению скин-фактора и понижению величины конечного КИН [263].

4.2.2 Регулирование процесса вытеснения на залежах, затронутых

процессами карбонатизации

На описанных выше объектах, где существенную роль на структуру порового пространства играют минералы группы карбонатов, слабый эффект от ГКО призабойной зоны пласта (таблица 4.4) объясняется большим влиянием сильной расчлененности пласта и изменчивостью состава вторичных карбонатных парагенезисов в зависимости от степени удаленности от пород фундамента.

На Чатылькинском месторождении с целью интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пласта СГ1-2 с начала разработки проведено 48 геолого-технических мероприятий: бурение скважин с горизонтальным

окончанием, ГРП, реперфорационные методы, оптимизация оборудования, капитальный и подземный ремонты скважин. Дополнительная добыча нефти за счет реализации ГТМ составила 5161.3 тыс. т. или 99 % всей добычи. Наиболее эффективными ГТМ оказались бурение скважин с горизонтальным окончанием и ГРП, на долю которых приходится более 95 % всей дополнительной добычи нефти на месторождении.

Таблица 4.4 - Текущие методы увеличения дебита скважин на месторождениях севера Западно-Сибирской плиты, осложненных процессами карбонатизации

Типы ГТМ Количество, шт. Эффективность, (да/нет) Доп. добыча нефти, (тыс.т.) Продолжительность эффекта, сут.

Новопортовское месторождение

- - - - -

Новогоднее месторождение

БГС 8 Да

Да

ГКО 23 Нет 1.6 тыс.т. 36

ГРП 1 Ля 212

Да

Перфорация/ 12 Да 13.0 тыс.т. 12

Реперфорация

Чатылькинское месторождение

ГРП 4 ДЯ 868

Да

БГС 18 дя

Да

Перфорация/ 1 Да 1.7 тыс.т. 1240

Реперфорация

Применение метода ГРП на Чатылькинском месторождении показало хорошие результаты: с начала разработки на месторождении проведено 4 операции ГРП, суммарная эффективность которых составила 236.6 тыс.т. дополнительной добычи нефти. Пласт СГ1-2 характеризуется значительной нефтенасыщенной толщиной и высокой расчлененностью. Часть пласта, где отмечено преобладание карбонатизированных коллекторов и высокая расчлененность при проведении ГРП объединяется, что положительно сказывается на дебите скважин. Успешность операций ГРП 75 %, средний

прирост дебита нефти составляет 51 т/сут., средняя продолжительность эффекта 868 дней. Дополнительная добыча нефти 236.6 тыс.т., удельная эффективность 59.1 тыс.т. нефти на одну операцию.

На Чатылькинском месторождении внедрены технологии бурения скважин с горизонтальным заканчиванием ствола. Выбор такой технологии обусловлен низкой эффективностью работы вертикальных и пологих скважин [193]. Суммарное количество скважин с горизонтальным окончанием, пробуренных с начала разработки месторождения, составляет 18 штук, что составляет 86 % добывающего и 50 % общего эксплуатационного фонда месторождения.

С начала разработки было проведено всего одно мероприятие по реперфорации пласта. До мероприятия скважина работала с дебитом нефти 8.2 т/сут и обводненностью 53.7 %, после проведения ГТМ дебит нефти вырос на 1.1 т/сут, обводненность снизилась до 51.6 %. На дату анализа дополнительная добыча нефти составила около 2 тыс. т, а продолжительность эффекта 1156 суток.

На Новогоднем месторождении за весь период разработки было проведено более 970 ГТМ, направленных на увеличение объемов добычи УВ и повышение нефтеотдачи пластов. В результате применения этих технологий было дополнительно добыто 2452 тыс.т. нефти, что составляет около 36 % от накопленной добычи нефти за весь период разработки месторождения.

Было выполнено 38 операций ГРП с дополнительной добычей нефти 12.8 тыс.т., средний «стартовый» дебит нефти - 36.1 т/сут. Значительный контраст пластовых напряжений между продуктивным пластом и барьерами позволяет сформировать гидравлическую ширину трещины для прохождения проппанта большого размера [126, 198, 375]. Анализ эффективности показывает, что прирост дебита УВ на одну скважину при использовании данной технологии в среднем составил около 19 т/сут.

Количество работающих скважин с горизонтальным окончанием составляет 17.3 %, а их добыча в 2017 году составила 16.1 % от общей добычи по месторождению. На 01.01.2017 г. в эксплуатации находятся 4 добывающие скважины с горизонтальным окончанием ствола, у которых среднее значение коэффициента продуктивности выше в 1.8 раза, чем у скважин с вертикальным вскрытием пласта.

Из стандартных кислотных методов воздействия на пласт наиболее широкое распространение получили: солянокислотные (СКО) и глинокислотные (ГКО) обработки. Дебиты нефти по добывающим скважинам выросли от 0.2 до 10.0 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила около 12.0 тыс.т., средний прирост дебита нефти - 1.0 т/сут, средняя продолжительность эффекта более 30 дней. Успешность применения кислотных методов составила более 50 %.

4.2.3 Регулирование процесса вытеснения на залежах, затронутых процессами выщелачивания и вторичного минералообразования

Ряд горизонтальных скважин, относящихся к зонам выщелачивания и вторичного минералообразования, характеризуется низкой продуктивностью. Это связано с процессом загрязнения призабойной зоны пласта, когда выносимые после бурения механические примеси удаляются при перфорации/реперфорации пластов. Отсутствие исследований минерального состава этих примесей и специализированных составов ГКО, эффективно борющихся с ними, приводит к крайне низкому эффекту от применения этих типов ГТМ (таблица 4.5).

Применение методов ГРП на залежах, где отмечены следы выщелачивания, приносит большую часть дополнительной добычи нефти -более 80 %. Однако весь положительный эффект от этого вида ГТМ нивелируется большой обводненностью (более 75 %) на вводимых скважинах. Наиболее вероятной причиной этого явления являются

кинжальные прорывы воды по высокопроницаемым пропласткам от нагнетательных к добывающим скважинам.

Еще одной причиной преждевременного обводнения добывающих скважин на залежах этого типа является запоздалое формирование системы поддержания пластового давления (ППД) при вводе залежи в разработку. Результаты гидродинамического моделирования залежей Крапивинского и Западно-Лугинецкого месторождений позволяют говорить о необходимости своевременного формирования системы ППД и системы разработки с минимальным использованием нагнетательных скважин для отработки на нефть.

Таблица 4.5 - Текущие методы увеличения дебита скважин на месторождениях севера Западно-Сибирской плиты, осложненных процессами выщелачивания и вторичного минералообразования

Типы ГТМ Количество, шт. Эффективность, (да/нет) Доп. добыча нефти, (тыс.т.) Продолжительность эффекта, сут.

Крапивинское месторождение

ГРП 320 Да 212

/оуо.2 тыс.т.

БГС 8 ДЯ

Да

ГКО 1 пл. Да АС С 416

Перфорация/ 26 18

Реперфорация Нет 2.4 тыс.т.

Западно-Лугинецкое месторождение

ГРП 16 ДЯ 188

Да

Холмогорское месторождение

ГРП 26 ДЯ 495

Да

ГКО 83 Да 181

10.7 тыс.т.

Перфорация/ 73 Нет 13

Реперфорация 5.2 тыс.т.

На Крапивинском месторождении из всех проведенных ГТМ по регулированию процесса вытеснения наиболее эффективным оказалось проведение ГРП, за счет которого получено 70.6 % всей накопленной дополнительной добычи нефти. Без проведения ГРП скважины работают с

минимальными дебитами (от 5 до 30 т/сут.). После гидроразрыва дебит нефти увеличивается кратно в 3-12 раз с успешностью равной 100 %.

По состоянию на 01.01.2017 г. на месторождении проведено 320 скважино-операций ГРП с учетом боковых стволов и разведочных скважин. Наибольшее количество операций ГРП проведено за последние пять лет (202 шт.), что составляет 73 % от общего объема проведенных операций. Основной объем операций ГРП за всю историю разработки месторождения был проведен в 2008-2010 годах (180 шт.). Средний прирост дебита по новым скважинам за счет операций ГРП составляет 70 %.

За период разработки месторождения в 2001-2017 гг. за счет применения операций ГРП было добыто дополнительно 7698 тыс. т. нефти, что составляет около 36% от общей накопленной добычи нефти за этот же период. За 2017 год было добыто 634.5 тыс. т. нефти за счет ГРП (12.7 % от накопленной добычи за счет ГРП за весь период разработки). Из них 280.5 тыс.т. нефти добыта от переходящего эффекта ГРП прошлых лет.

С 2001 по 2014 гг. на Крапивинском месторождении зарезки боковых стволов проводились на аварийных скважинах. Всего было пробурено 8 скважин, накопленный отбор по ним составляет 166.1 тыс.т. В целом мероприятия проводятся с успешностью 70 % [384]. Одним из основных факторов высокой эффективности бурения скважин с горизонтальным окончанием является правильная ориентация горизонтального участка ствола скважины с точки зрения анизотропии горизонтальных проницаемостей [393].

Целевая обработка призабойных зон проводилась на 26 скважинах. От 12 операций в 2003 году положительного эффекта получено не было. Дополнительная добыча не зафиксирована ни на одной из обработанных скважин. В 2007 году обработка призабойной зоны (ОПЗ) была проведена на 4 скважинах - СКО, с положительным эффектом в одной скважине, где дополнительная добыча составила 0.18 тыс. т.

В 2008 году призабойная зона пласта была обработана на 3 скважинах, дополнительная добыча составила 2.42 тыс. т., эффективность незначительная, продолжительность эффекта от кислотной обработки минимальная. Основной причиной низкой эффективности проведения ОПЗ является постоянный вынос большого количества механических примесей в призобойную зону пласта из высокопроницаемых пропластков.

На Западно-Лугинецком месторождении за период с 2006-2017 гг. проведено 15 геолого-технологических мероприятий ГРП. Доля дополнительной добычи нефти составила 16 % от общей добычи по месторождению. Остальные мероприятия, определенные на проектный период до сегодняшнего момента, не проводились.

Особенностью проведения ГРП на скважинах Западно-Лугинецкого месторождения является наличие нижележащего газоносного пласта Ю13-4, мощность которого не выдержана по площади. При проведении технологии «стандартного» ГРП на объектах такого типа всегда существует риск прорыва трещины в нижележащий горизонт [243, 337, 341, 354, 384].

Проведенный анализ показал, что около половины фонда действующих добывающих скважин в настоящее время эксплуатируются с низкими дебитами по нефти. Это связано с высокой обводненностью продукции в первые месяцы эксплуатации, причиной которой является, в основном, прорыв воды по трещинам ГРП.

С начала ввода в эксплуатацию Холмогорского месторождения на скважинах применяют методы, направленные на увеличение дебита нефти и повышение нефтеотдачи пластов. С 1993 г. было проведено около 1200 ГТМ, дополнительная добыча по которым составила 2821 тыс.т. Средний наблюдаемых прирост дебита УВ по всем используемым видам воздействия на пласт варьирует от 0.5 до 38 т/сут, и в среднем составляет около 2 т/сут.

На Холмогорском месторождении за все время эксплуатации было выполнено 26 операций по ГРП. Из них 10 операций ГРП было проведено на объекте БС111 и 16 операций на объекте БС10. Общая накопленная

дополнительная добыча на скважинах после проведения ГРП составляет 124.9 тыс.т.

Было проведено около 80 операций по интенсификации призабойной зоны кислотными составами, дебиты нефти выросли на 0.17 и 0.23 т/сут. с продолжительностью эффекта до 181 суток. Выполнено пять глинокислотных обработок, после которых дебиты нефти выросли от 0.1 до 5.2 т/сут., продолжительность эффекта составила до 363 суток. Сделано 76 обработок соляной кислотой, 7 из которых на нагнетательном фонде. Дебиты нефти по скважинам выросли до 10.0 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила около 11.0 тыс.т. Успешность применения данного вида ГТМ составила 85 %.

На Северо-Янгтинском месторождении основная добыча нефти приходится на скважины с горизонтальным окончанием ствола. Положительный эффект в виде большой дополнительной добычи нефти получен от проведения ГРП. Проведение ГТМ на месторождении начато в 2003 г., всего дополнительно добыто 452 тыс. т. нефти, что составляет около 15 % от накопленной добычи нефти. Всего было проведено 17 операций с дополнительной добычей нефти в год после проведения ГРП от 5 до 97 тыс. т. В целом по месторождению среднегодовой дебит нефти после проведения ГРП составил около 50.0 т/сут. Средний прирост дебита нефти за рассматриваемый период составил 37 т/сут на скважину.

На сегодняшний день пробурено 13 скважин с горизонтальным окончанием ствола, дебиты нефти по которым превысили дебиты соседних наклонно-направленных скважин. По пласту БС102 кратность превышения средних начальных дебитов нефти в 4 раза, по пласту БС11 - в 7 раз. Накопленная добыча по скважинам с горизонтальным окончанием ствола составляет 2364.1 тыс. т. или 82.2 % от накопленной добычи нефти в целом по месторождению. Практически по всем скважинам с горизонтальным окончанием ствола, работающим на пласт БС11, наблюдается высокая текущая обводненность (более 50 %), которая в динамике продолжает расти.

Такая ситуация объясняется образованием конусов подошвенной воды, произошедшим в результате интенсивных отборов жидкости.

Химические методы стимуляции пласта на Северо-Янгтинском месторождении не получили распространения. Всего в нагнетательных скважинах было выполнено шесть глинокислотных обработок и одна солянокислотная обработка. После обработки приемистость скважины

Л -5

возросла с 971 м /сут. до 1680 м /сут. При переводе скважины 1012 в ППД в 2009 г. была проведена соляно-кислотная обработка, после которой приемистость составила 220 м3/сут.

4.3 Совершенствование систем разработки залежей с вторичными изменениями пород-коллекторов

Существенной проблемой качественного освоения залежей с измененной структурой порового пространства является игнорирование реализации полноценных систем разработки на начальных этапах жизни месторождений. По мнению Р.Х. Муслимова [226], большое количество недостатков на первой стадии разработки месторождения обязательно приведут к еще большему количеству этих проблем на завершающей стадии. Поэтому на этапе освоения залежей, в том числе и с вторичными изменениями пород-коллекторов, необходимо выбирать системы разработки, которые создают условия для их эффективной эксплуатации на более поздних стадиях.

Известно [64, 131, 132, 181, 354, 355, 356], что в зависимости от типа вторичных изменений пород-коллекторов и технологии их разработки в пласте остается более 50 % нефти в зонах, не охваченных заводнением. В процессе эксплуатации в пласте происходят техногенные изменения состава нефти, ее качества, поэтому извлечь остаточную нефть не меняя технологию добычи практически невозможно. Отсутствие апробированных технологий разработки залежей такого типа могут привести к недостижения проектных

показателей коэфициента извлечения нефти (КИН), объема нефтеотдачи и целого ряда других важных параметров [21, 162, 254, 352, 366].

С развитием технологий добычи, применения новых МУН и уровня проводимых исследований, средний КИН на месторождениях терригенных коллекторов постоянно увеличивается. Это позволяет держать уровень обводненности скважин на приемлемом уровне и постепенно повышать общий уровень нефтеотдачи пластов [19, 22, 60, 61, 147, 181, 209, 351].

Основной проблемой отсутствия положительных эффектов при применении самых распространенных методов увеличения нефтеотдачи является неправильное расположение фонда нагнетательных и добывающих скважин, которое не учитывает геологическое строение месторождения.

Еще одним важным методом увеличения уровня нефтеотдачи считается [330] контроль отбора флюидов, осуществляемый на основе многовариантных расчетов, выполненных на гидродинамических моделях, учитывающих геологические неоднородности геологического строения продуктивных пластов.

Огромный производственный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи показывает крайне низкую вероятность полного извлечения флюидов [10, 124, 279, 307, 342, 383]. Однако применение методов, учитывающих особенности условий формирования продуктивных пластов и залегания нефти, фильтрационно-емкостные свойства коллектора, историю применения технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях-аналогах могут дать положительный эффект и обеспечить экономически рентабельный уровень добычи УВ.

4.3.1 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых

процессом цеолитизации

На Восточно-Мессояхском месторождении рассмотрены три основных варианта разработки (таблица 4.6).

Вариант 1 предусматривает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 700 м. Значение плотности сетки скважин 49.5 га/скв. Фонд скважин к бурению - 57 шт., в т.ч. 40 добывающих и 17 нагнетательных.

Вариант 2 предполагает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 600 м. Значение плотности сетки скважин 32.0 га/скв. Фонд скважин к бурению - 76 шт., в т.ч. 54 добывающих и 22 нагнетательных.

Вариант 3 предусматривает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м. Значение плотности сетки скважин 21.2 га/скв. Фонд скважин к бурению - 108 шт., в т.ч. 72 добывающих и 36 нагнетательных. По технологическим показателям разработки наиболее оптимальным является вариант 2, основные показатели разработки которого приведены на рисунке 4.6.

Таблица 4.6 - Характеристика вариантов разработки пластов БУ13-15 Восточно-Мессояхского месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3

Режим работы Заводнение внутриконтурное

Система размещения скважин Семиточечная, горизонтальными скважинами

Расстояние между скважинами, м 700 600 500

Плотность сетки, га/скв. 49.5 32.0 21.2

Коэффициент охвата процессом вытеснения, д. ед. 0.753 0.781 0.805

Соотношение скважин, 2.3 3.5 3.0

добыв./нагнетат.

Коэффициент использования скважин, 1 / 1 1 / 1 1 / 1

добыв / нагнет, д. ед.

Коэффициент эксплуатации скважин, 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95

добыв / нагнет, д. ед.

Предельная обводненность 98 98 98

добывающих скважин, %

Фонд скважин, всего 57 41 42

- добывающих 40 76 108

- из них горизонтальных 25 44 82

- нагнетательных 17 22 36

100. о

90.0

80.0 * л

700 |

I

аш | •

50 0

í

0

<0.0 ♦ 300 "I

1

¿0.0 10.0 00

Рисунок 4.6 - Динамика основных показателей разработки варианта 2 пласта БУ13-15 Восточно-Мессояхского месторождения.

На Заполярном месторождении были рассмотрены три варианта разработки, характеристики которых представлены в таблице 4.7.

Вариант 1 предусматривает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 700 м. Значение плотности сетки скважин 46.1 га/скв. Фонд скважин к бурению - 259 шт., в т.ч. 173 добывающих и 86 нагнетательных.

Вариант 2 предполагает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 600 м. Значение плотности сетки скважин 35.8 га/скв. Фонд скважин к бурению - 322 шт., в т.ч. 212 добывающих и 110 нагнетательных.

Вариант 3 предусматривает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м. Значение плотности сетки скважин 27.4 га/скв. Фонд скважин к бурению - 376 шт., в т.ч. 252 добывающих и 124 нагнетательных.

«юо

»16 »17 »18 »19 »» »Л 2022 2023 2024 Х1]Ъ 2026 »27 »28 »29 »» »31

¡Добыча нефти яЯ Добыча жидкости, тыс.т ттЗокачка

■Обводненностив — —Дебит нефти И Добывающий фонд

Таблица 4.7 - Характеристика вариантов разработки пластов БТ6-11 Заполярного месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3

Режим работы Заводнение внутриконтурное

Система размещения скважин Семиточечная, горизонтальными скважинами

Расстояние между скважинами, м 700 600 500

Плотность сетки, га/скв. 46.1 35.8 27.4

Коэффициент охвата процессом вытеснения, д. ед. 0.712 0.744 0.770

Соотношение скважин, добыв./нагнетат. 2.0 2.0 2.0

Коэффициент использования скважин, добыв / нагнет, д. ед. 1 / 1 1 / 1 1 / 1

Коэффициент эксплуатации скважин, добыв / нагнет, д. ед. 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95

Предельная обводненность добывающих скважин, % 98 98 98

Фонд скважин, всего 259 322 376

- добывающих 173 212 252

- из них горизонтальных 84 104 131

- нагнетательных 86 110 124

Максимальное значение КИН (0.261 д. ед.) достигается семиточечной схемой размещения скважин, однако по технологическим показателям разработки наиболее оптимальным является вариант 3, основные показатели разработки которого приведены на рисунке 4.7.

лхш> т- юао

Добыча нефти ■ ДобмиикиЛккти.тшш Започ*а

ОбеоЛме—тогтл — —Дебит нефти -Ш-Добывающий фонд

Рисунок 4.7 - Динамика основных показателей разработки варианта 3 пласта

БТ6-11 Заполярного месторождения.

На Яро-Яхинском месторождении рассмотрены три варианта разработки (таблица 4.8).

Вариант 1 предусматривает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 700 м. Значение плотности сетки скважин 52.4 га/скв. Фонд скважин к бурению - 64 шт., в т.ч. 42 добывающих и 22 нагнетательных.

Вариант 2 предполагает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 600 м. Значение плотности сетки скважин 41.8 га/скв. Фонд скважин к бурению - 77 шт., в т.ч. 52 добывающих и 25 нагнетательных.

Вариант 3 предусматривает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 500 м. Значение плотности сетки скважин 35.2 га/скв. Фонд скважин к бурению - 92 шт., в т.ч. 62 добывающих и 30 нагнетательных.

Таблица 4.8 - Характеристика вариантов разработки пластов БТ6-11 Яро-Яхинского месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3

Режим работы Заводнение внутриконтурное

Система размещения скважин Семиточечная, горизонтальными скважинами

Расстояние между скважинами, м 700 600 500

Плотность сетки, га/скв. 52.4 41.8 35.2

Коэффициент охвата процессом вытеснения, д. ед. 0.702 0.723 0.748

Соотношение скважин, добыв./нагнетат. 1.9 2.1 2.1

Коэффициент использования скважин, добыв / нагнет, д. ед. 1 / 1 1 / 1 1 / 1

Коэффициент эксплуатации скважин, добыв / нагнет, д. ед. 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95

Предельная обводненность добывающих скважин, % 98 98 98

Фонд скважин, всего 64 77 92

- добывающих 42 52 62

- из них горизонтальных 30 34 40

- нагнетательных 22 25 30

При рассмотрении площадных вариантов разработки нефтяных оторочек на пластах БТ6-11 максимальное значение КИН (0.255 д. ед.) достигается при семиточечной схеме размещения скважин в варианте 2 (рисунок 4.8).

1

■ а

I '

I

.30001 I

^ №01

■1 . ш

(О о У

:

—

I

ХИЛ ЯП Л,«! ЛОЛ Х)11 ХМ1 Х>:* Х>П ХМ ХНУ Л'Л* X1» Л1 »1 ЛИ! Л'>7 МО ЛЭМ Х>п Л)»

—Ддбхчд мвф/тш Д»<мч ж»

-*-0<м4м«мт — —Дебит т»фти Я Добывающий фо—ё

Рисунок 4.8 - Динамика основных показателей разработки варианта 2 пласта

БТ6-11 Яро-Яхинского месторождения.

Проведенные расчеты для залежей с таким типом вторичных изменений показали, что лучшими показателями обладает семиточечная система разработки с размещением скважин с горизонтальным окончанием ствола. При этом только два варианта достигают значения коэффициента извлечения 0.300 д. ед.

4.3.2 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых

процессом карбонатизации

С учетом особенностей геологического строения пласта Ю2-6 Новопортовского месторождения, который в основном представлен подгазовыми зонами и полностью подстилается водой (массивный вид залежи), рекомендуется разрабатывать его наклонно-направленными скважинами.

На продуктивных пластах Ю2-6 Новопортовского месторождения рассмотрены четыре варианта разработки (таблица 4.9).

Вариант 1 предусматривает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 1000 м. Значение плотности сетки скважин 65.1 га/скв. Фонд скважин к бурению - 310 шт., в т.ч. 310 добывающих.

Вариант 2 предполагает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 1000 метров и системой ППД. Значение плотности сетки скважин 65.1 га/скв. Фонд скважин к бурению - 310 шт., в т.ч. 207 добывающих и 103 нагнетательных.

Вариант 3 предусматривает формирование семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 600 м. Значение плотности сетки скважин 46.1 га/скв. Фонд скважин к бурению - 490 шт., в т.ч. 490 добывающих.

Таблица 4.9 - Характеристика вариантов разработки пластов Ю2-б Новопортовского месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3 4

Режим работы Заводнение внутриконтурное

Система размещения скважин Семиточечная

Расстояние между скважинами, м 1000 1000 600 600

Плотность сетки, га/скв. 65.1 65.1 46.1 46.1

Коэффициент охвата процессом вытеснения, д. ед. 0.726 0.726 0.802 0.802

Соотношение скважин, 2.0 2.2

добыв./нагнетат.

Коэффициент использования скважин, 1 / 1 1 / 1 1 / 1 1 / 1

добыв / нагнет, д. ед.

Коэффициент эксплуатации скважин, 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95

добыв / нагнет, д. ед.

Предельная обводненность 98 98 98 98

добывающих скважин, %

Фонд скважин, всего 310 310 490 490

- добывающих 310 207 490 335

- из них горизонтальных - - - -

- нагнетательных - 103 - 155

Вариант 4 расчитан на создание семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 600 метров и системой ППД. Значение плотности сетки скважин 46.1 га/скв. Фонд скважин к бурению - 490 шт., в т.ч. 335 добывающих и 155 нагнетательных.

По технологическим показателям разработки наиболее оптимальным является вариант 4, позволяющий достичь максимального значения КИН, основные показатели разработки которого приведены на рисунке 4.9.

ШООО _ 100

Добыча нефти >■■> Добыча шифяоали, тыс т от Зояочяо

•Добывающий фонд • Обфобненностт » -Дебит нефти

Рисунок 4.9 - Динамика основных показателей разработки варианта 4 пласта

Ю2-б Новопортовского месторождения.

На 01.01.2017 года система разработки в пределах Чатылькинского месторождения осуществляется с применением горизонтальных многоствольных скважин по неравномерной треугольной сетке, расстояние между которыми составляет 500-700 м.

В настоящий момент дальнейший сценарий развития месторождения предполагает доформирование реализуемой системы разработки на неразбуренных участках и уплотняющее бурение в застойных и слабодренируемых зонах. По месторождению рассмотрены три варианта разработки, исходные характеристики которых представлены в таблице 4.10.

Таблица 4.10 - Характеристика вариантов разработки пластов СГ1-2 Чатылькинского месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3

Режим работы Заводнение приконтурное в сочетании с очаговым

Система размещения скважин Неравномерная, горизонтальными скважинами

Расстояние между скважинами, м 500 600 700

Плотность сетки, га/скв. 42.8 36.5 34.6

Коэффициент охвата процессом вытеснения, д. ед. 0.808 0.843 0.874

Соотношение скважин, добыв./нагнетат. 1.4 1.2 1.6

Коэффициент использования скважин, добыв / нагнет, д. ед. 1 / 1 1 / 1 1 / 1

Коэффициент эксплуатации скважин, добыв / нагнет, д. ед. 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95

Предельная обводненность добывающих скважин, % 98 98 98

Фонд скважин, всего 33 41 42

- добывающих 19 22 26

- из них горизонтальных 16 19 22

- нагнетательных 14 19 16

Вариант 1 является базовым и предполагает добычу УВ текущим фондом. Проектными решениями данного варианта предусматривается перевод под закачку обводнившихся добывающих и консервацию нагнетательных скважин. Общий эксплуатационный фонд составляет 33 скважины, в том числе 19 добывающих (16 скважин с горизонтальным окончанием ствола) и 14 нагнетательных, плотность сетки скважин 42.8 га/скв.

Вариант 2 предполагает к бурению 3 добывающих скважины с горизонтальным окончанием ствола и 5 нагнетательных. Проектная длина горизонтальных участков составляет 500 м. Общий эксплуатационный фонд на проектный период составит 41 скважину, в том числе 22 добывающих (19 скважин с горизонтальным окончанием ствола), 19 нагнетательных, плотность сетки скважин - 36.5 га/скв.

Вариант 3 предполагает уплотнение сетки скважин до 34.6 га/скв. И бурение 8 скважин, в том числе 6 добывающих скважин с горизонтальным окончанием ствола и 2 нагнетательных. Проектная длина горизонтальных участков увеличена и составляет 600 м. По технологическим показателям разработки наиболее оптимальным является вариант 3 (рисунок 4.10).

Рисунок 4.10 - Динамика основных показателей разработки варианта 3 пласта СГ1-2 Чатылькинского месторождения.

Сценарий развития пласта БВ31 Новогоднего месторождения предполагает изменение реализуемой трехрядной и пятирядной систем разработки и уплотняющее бурение в слабодренируемых зонах. Текущая плотность сетки -20.8 га/скв. По месторождению рассмотрены три варианта разработки, приведенные в таблице 4.11.

Вариант 1 является базовым и предполагает фонд скважин - 132 ед., в том числе добывающих - 97 ед.; нагнетательных - 35 ед. Плотность сетки -20.8 га/скв.

Вариант 2 дополнительно к варианту 1 в некоторых скважинах выполняются зарезки бокового ствола. Система воздействия на пласт -рядное заводнение. Фонд скважин- 132 ед., в том числе добывающих - 97 ед.; нагнетательных - 35 ед. Плотность сетки - 20.8 га/скв.

Таблица 4.11 - Характеристика вариантов разработки пластов БВ31 Новогоднего месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3

Режим работы Водонапорный

Рядная в северной части пласта -

Система размещения скважин трехрядная, в центральной и южной частях - пятирядная

Расстояние между скважинами. м 500 500 500

Плотность сетки. га/скв. 20.8 20.8 19.7

Соотношение скважин. добыв./нагнетат. 2.0 2.0 1.7

Критерии отключения скважин

добывающих

- Рзаб .мин. МПа 16.0 16.0 16.0

- дебит нефти минимальный. т/сут 1.0 1.0 1.0

- газовый фактор максимальный. м3/т - - -

нагнетательных Рзаб. мах. МПа 45.0 45.0 45.0

Коэффициент использования скважин. 1 / 1 1 / 1 1 / 1

добыв / нагнет. д. ед.

Коэффициент эксплуатации скважин. 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95

добыв / нагнет. д. ед.

Предельная обводненность добывающих 98 98 98

скважин. %

Фонд скважин за весь срок разработки 132 132 132

- добывающих 97 97 97

- из них горизонтальных 35 35 35

- нагнетательных - - -

Вариант 3 отличатся от варианта 1 тем, что кроме вертикальных зарезок бокового ствола осуществляются зарезки бокового горизонтального ствола длиной 300 м. Система воздействия на пласт - рядное заводнение. Фонд скважин- 132 ед., в том числе добывающих - 97 ед.; нагнетательных -35 ед. Плотность сетки - 19.7 га/скв.

По технологическим показателям разработки наиболее оптимальным является вариант 1, который предусматривает продолжение разработки месторождения, сохраняет принципиальные положения действующего проектного документа (рисунок 4.11).

Рисунок 4.11 - Динамика основных показателей разработки варианта пласта БВ31 Новогоднего месторождения.

4.3.3 Совершенствование систем разработки залежей, затронутых процессом выщелачивания и вторичного минералообразования

1

В настоящее время тактика разработки основных залежей пласта Ю1-3 Крапивинского месторождения не предусматривает изменение реализуемой комбинированной системы разработки. По месторождению рассмотрены четыре варианта разработки, исходные характеристики которых представлены в таблице 4.12.

Вариант 1 предусматривает разработку месторождения сложившимся фондом, сформировавшейся площадной комбинированной (девятиточечной и пятиточечной) системой в сочетании с приконтурным заводнением, без проведения значительных геолого-технологических мероприятий.

Вариант 2 по северной залежи предусматривает уплотнение сетки скважин до 500*500 м. и реализацию площадной комбинированной системы вытеснения в сочетании с приконтурным заводнением. По центральной и восточной залежам запланировано бурение по квадратной сетке 500*500 м.

По южной залежи предусматривается бурение по квадратной сетке 500*500

м. и реализация площадной девятиточечной системы.

-5

Таблица 4.12 - Характеристика вариантов разработки пласта Ю1 Крапивинского месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3 4

Режим работы Водонапорный

Система размещения скважин Квадратная

Расстояние между скважинами. м 500 500 500 500, 700

Плотность сетки. га/скв. 63.3 24.0 24.0 21.1

Соотношение скважин. добыв./нагнет. 2.0 2.0 1.7 1.7

Критерии отключения скважин

добывающих

- Рзаб .мин. а™. 6 6 6 6

- обводненность скважин. % 98 98 98 98

- дебит нефти минимальный. т/сут 1.0 1.0 1.0 1.0

нагнетательных Рзаб. мах. атм. 40 40 40 40

Коэффициент использования скважин. 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9

добыв / нагнет. д. ед.

Коэффициент эксплуатации скважин. добыв / нагнет. д. ед. 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95 0.95 / 0.95

Предельная обводненность 98 98 98 98

добывающих скважин. %

Фонд скважин за весь срок разработки 0 370 370 470

- добывающих 0 267 267 323

- из них горизонтальных 0 0 0 2

- нагнетательных 0 98 98 142

Вариант 3 сохраняет основные проектные решения варианта 2, но на

южной залежи предусматривается бурение проектных скважин по более редкой сетке скважин 600*600 метров с реализацией обращенной девятиточечной системы. Проектный фонд скважин варианта составит 323 скважины, из них 235 добывающих и 82 нагнетательных, 34 боковых ствола.

Вариант 4 сохраняет проектные решения варианта 3 и отличается тем, что на северной залежи число зарезок боковых стволов увеличено до 22. Дополнительно для варианта 3 предполагается, что в краевых водонефтяных зонах южной залежи 37 проектных добывающих скважин рассматриваются как зависимые от результатов бурения и опробования соседних проектных скважин по разреженной сетке 700*700м. По технологическим показателям разработки наиболее оптимальным является вариант 4 (рисунок 4.12).

Добыча нефти » Добыча жидкости, тыс т ■■■ Закачка

■Добывающий фонд Обводнен пост» — —Дебит нефти

Рисунок 4.12 - Динамика основных показателей разработки варианта 4 пласта Ю1 Крапивинского месторождения.

На Западно-Лугинецком месторождении по нефтяному объекту Ю1 для поддержания пластового давления предусматривается площадная система заводнения. По месторождению рассмотрены три варианта разработки, исходные характеристики которых представлены в таблице 4.13.

Вариант 1 предусматривает разбуривание залежей объекта Ю1 по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. и формирование пятиточечной системы заводнения. Объем бурения составляет 124 скважины, в т.ч. 60 добывающих и 64 нагнетательных. Для создания сбалансированной системы ППД предусматривается дополнительный перевод 10 добывающих скважин под закачку.

Вариант 2 предлагает разбуривание залежи по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. и формирование площадной девятиточечной системы заводнения. Фонд скважин для бурения составляет 124 скважин, в т. ч. 92 добывающих и 32 нагнетательных. Для создания сбалансированной системы ППД предусматривается дополнительный перевод 6 добывающих скважин под закачку.

Таблица 4.13 - Характеристика вариантов разработки пластов объекта Ю1 Западно-Лугинецкого месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3 4

Режим работы Водонапорный

Система размещения скважин Квадратная Треуголь ная

Расстояние между скважинами. м 500 500 500 536

Плотность сетки. га/скв. 25.0 25.0 25.0 25.0

Соотношение скважин. добыв./нагнетат. 1.0 3.0 3.0 2.0

Критерии отключения скважин

добывающих

- Рзаб .мин. атм. 10 10 10 10

- обводненность скважин. % 98 98 98 98

- дебит нефти минимальный. т/сут 1.0 1.0 1.0 1.0

- газовый фактор максимальный. м3/т - - - -

нагнетательных Рзаб. мах. атм. 40 40 40 40

Коэффициент использования скважин. 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9

добыв / нагнет. д. ед.

Коэффициент эксплуатации скважин. 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9 0.9 / 0.9

добыв / нагнет. д. ед.

Предельная обводненность добывающих 98 98 98 98

скважин. %

Фонд скважин за весь срок разработки 124 124 114 124

- добывающих 60 92 88 81

- из них горизонтальных 64 32 26 43

- нагнетательных - - 5 142

Вариант 3 является модификацией варианта 2 с целью оптимизации проектной сетки скважин для повышения технико-экономических показателей разработки. Отличается от 2 варианта отказом от бурения 5 краевых скважин и заменой 5 проектных скважин на боковые стволы. Фонд скважин для бурения составляет 114 скважин, в т.ч. 88 добывающих и 26 нагнетательных.

Вариант 4 предусматривает разбуривание залежи по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 536 м и формирование семиточечной системы заводнения. Фонд скважин для бурения составляет 124 скважины, в т.ч. 81 добывающая и 43 нагнетательных скважин. По технологическим показателям разработки наиболее оптимальным является вариант 3 (рисунок 4.13).

штДобшча нефти Добыча ж иды ости, тыс т шяЛотанта

> Обводив нмскт* — — Дебит нефти -ф-Добывающий фонд

Рисунок 4.13 - Динамика основных показателей разработки варианта 3 объекта Ю1 Западно-Лугинецкого месторождения.

Анализ текущего состояния запасов нефти по пластам Холмогорского месторождения позволил выявить недостаточно выработанные зоны с наличием фонда простаивающих скважин. Поэтому стратегия доразработки месторождения строится на использовании пробуренного бездействующего фонда путем зарезки боковых горизонтальных стволов и бурении небольшого количества новых добывающих скважин (таблица 4.14).

Вариант 1 предполагает, что объем бурения составляет 11 скважин, в т.ч. 1 добывающая наклонно-направленная и 10 зарезок боковых стволов с длиной горизонтального участка 150-325 м. Накопленная добыча нефти -79264.6 тыс. т., достигнутый КИН - 0.459 при утверждённом 0.468, коэффициент охвата - 0.861.

Вариант 2 предусматривает объем бурения 10 скважин, в т.ч. 1 добывающая наклонно-направленная, 9 зарезок боковых стволов с длиной горизонтального участка 150 м. Накопленная добыча нефти - 80013.5 тыс. т., достигнутый КИН - 0.463 при утверждённом 0.468, коэффициент охвата -0.869.

Таблица 4.14 - Характеристика вариантов разработки пласта БС11 Холмогорского месторождения

Характеристика Варианты разработки

1 2 3

Режим работы Водонапорный

Система размещения скважин Треугольная

Расстояние между скважинами. м 600 600 600

Плотность сетки. га/скв. 26.9 26.7 26.3

Соотношение скважин. добыв./нагнетат. 1.9 1.7 1.7

Критерии отключения скважин

добывающих

- Рзаб .мин. атм. 10 10 10

- обводненность скважин. % 98 98 98

- дебит нефти минимальный. т/сут 1.0 1.0 1.0

- газовый фактор максимальный. м3/т - - -

нагнетательных Рзаб. мах. атм. 11.0 11.0 11.0

Коэффициент использования скважин. 0.95/ 0.95 0.95/ 0.95 0.95/ 0.95

добыв / нагнет. д. ед.

Коэффициент эксплуатации скважин. 0.95/ 0.95 0.95/ 0.95 0.95/ 0.95

добыв / нагнет. д. ед.

Предельная обводненность добывающих 98 98 98

скважин. %

Фонд скважин за весь срок разработки 220 243 254

- добывающих 143 155 164

- из них горизонтальных 2 0 2

- нагнетательных 77 88 92

Вариант 3 предусматривает мероприятия второго варианта с бурением добывающих скважин в приконтурных зонах по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м. Объем бурения составляет 13 скважин, в т.ч. 9 наклонно-направленных, 2 скважины с горизонтальным окончанием ствола с длиной горизонтального участка 500 м. и 2 нагнетательные скважины. Накопленная добыча нефти - 80802.0 тыс. т., достигнутый КИН - 0.468 при утверждённом 0.468, коэффициент охвата - 0.878. По технологическим показателям разработки наиболее оптимальным является вариант 3 (рисунок 4.14).