Неоднородность нефтегазоносных пластов

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическую неоднородность необходимо изучать для правильного выбора систем разработки т.е определять число разведочных, добывающих и нагнетательных скважин, располагать их по площади месторождения, определять эффективность заводнения и охват пластов воздействием. Различают два основных вида геологической неоднородности макронеоднородность и микронеоднородность.

Микронеоднородность пласта характеризуется многообразием поровых каналов по форме и главным образом по размеру.

Пористость, непосредственно связана со способностью породы, накапливать жидкость, поэтому она является одним из важнейших свойств пород. Размеры пор в продуктивных пластах весьма разнообразны. Выделяются капиллярные и субкапиллярные поры. К первым относятся поры размером больше 0,001 мм (>1 мкм), а ко вторым – поры диаметром меньше 0,001 мм (мкм). Жидкость движется только по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами.

В продуктивных пластах часто наблюдается трещиноватость, чаще в карбонатных коллекторах. Трещины имеют различную протяженность – от 0,01 – 0,15 до 10 – 20 м, раскрытость – от нескольких микрон до сантиметра, направленность – от бессистемных горизонтальных, наклонных до четко прослеживаемых по площади залежи, вертикальных трещин и густоту – от 1 до 10 трещин на 1 м и более.

Одна из самых важных характеристик микроструктуры пористых сред нефтеносных пластов – смачиваемость их поверхности. Подавляющая часть продуктивных пластов преимущественно гидрофильна – т.е. смачиваема водой. Однако, под действием некоторых компонентов нефти – асфальтенов, смол происходит частичная гидрофобизация поверхности пор. Поэтому считается, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидрофильной, частично гидрофобной) смачиваемостью.

Изменчивость, размеров пор, трещиноватость, смачиваемость называются микронеоднородностью. Это основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа изучение керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.

Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, характеризующих и макронеоднородность.

Макронеоднородность или просто неоднородностьотражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Неоднородность, выражается в прерывистости отдельных пропластков в разрезе, линзовидными включениями в толще основного горизонта, расчлененностью и др.

Неоднородность изучают по разрезу(толщине горизонта) и по площади (по простиранию).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов обычно в разном количестве на различных участках залежей, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в в залежи.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

В настоящее время при изучении геологической неоднородности пластов широко применяются различные методы, которые объединяются в три группы:

a) геолого‑геофизические;

b) лабораторно‑экспериментальные;

c) промыслово‑гидродинамические.

К первой группе методов изучения геологической неоднородности пластов относится весь комплекс исследований по обработке фактического материала, полученного в процессе бурения скважин, включая обработку данных анализа кернов и результатов интерпретации промыслово‑геофизических исследований скважин.

Лабораторно‑экспериментальные методы

При лабораторных исследованиях определяют такие величины, как: пористость, проницаемость, гранулометрический состав, карбонатность, водонасыщенность. Само по себе определение всех этих величин в достаточной степени дает объективную оценку неоднородности изучаемого пласта.

Промыслово-гидродинамические методы позволяют оценивать степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади, а также оценивать нефтенасыщенность пород.

Указанные параметры и особенности строения нефтяных залежей определяют следующими гидродинамическими методами;

1. восстановление (падения) давления;

2. гидропрослушивание;

3. установившихся отборов (пробных откачек).

Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 31) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 32), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:

· коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,, где n_i число прослоев коллекторов в скважине; N число скважин;

· коэффициент песчанистости, показывающий долю объема нефтеколлектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,

, где h_эф – эффективная толщина пласта в скважине; N – число скважин;

Совместное использование Кп и Кр позволяет составить представление о макронеоднородности разреза. чем > Кр и < Кп, тем выше неоднородность.

· коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов, К_св = F_св /F_к, где F_св суммарная площадь участков слияния; F_св – площадь распространения коллекторов в пределах залежи;

Чем больше коэффициент литологической связанности, тем выше степень гидродинамической сообщаемости смежных пластов.

· коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания, К_расп = F_к/F_, где F_к – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта; F – общая площадь пласта.

Три коэффициента, характеризует зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:

В качестве показателей прерывистости продуктивного пласта используются доли отношения объема:

.

V_непр - непрерывной части пласта; т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон

V_линз – доля объема линз; линз, не испытывающих воздействия;

V_п/л - доля объема полулинз; т.е. зон, получающих одностороннее воздействие;

V_общ – общий объем пласта

Под линзами в этом случае подразумеваются ограниченные со всех сторон непроницаемыми породами участки коллекторов. Полулинзы представляют собой участки прослоя, распространяемые за пределами залежи и выклинивающиеся внутри нее. За полулинзы могут быть приняты участки прослоя, открытые для поддержания давления только с одной стороны. За непрерывную часть принимают как площадь сплошного распространения прослоя, так и части площади, подвергающиеся воздействию нагнетания не менее, чем с двух сторон.

Влияние неоднородности на размещение и плотность сетки скважин.

Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности.

До 30-х годов, когда физика и гидродинамика нефтяного пласта только начинали развиваться, размещение скважин и определение их числа осуществлялось практически без учета законов фильтрации жидкостей и особенностей дренирования неоднородных пластов.

Считалось, что суммарная добыча нефти из каждой скважины обратно пропорциональна корню квадратному из площади ее дренирования (правило Котлера). Это приводило к чрезмерному уплотнению сетки скважин, которая на практике достигала 0,5-1 га/скв. и менее. Наиболее ярким примером бесполезного уплотнения сетки скважин в мировой нефтяной промышленности является крупнейшее месторождение в США Ист-Техас с извлекаемыми запасами около 1 млрд.т. На нем при очень хороших коллекторских свойствах было пробурено около 30000 скважин с плотностью сетки менее 2 га/скв., из которых более 25000 были просто лишними. Аналогичная плотность сетки скважин в те годы применялась на месторождениях Старо-Грозненского района и Азербайджана.

В конце 30-х годов на основе промысловых исследований скважин М. Макстом (США) и В.Н. Щелкачевым была развита теория пластовых водонапорных систем и интерференции (взаимодействия) скважин при дренировании нефтеносных пластов. Согласно этой теории, скважины, дренирующие гидродинамически единый пласт, взаимодействуют между собой, вследствие чего увеличение их сверх некоторого числа на ограниченной площади мало повышает отбор жидкости (нефти) из пласта. В 1945 г. в США Бакли и Крейз проанализировали данные по 103 американским месторождениям, разрабатываемым на системе растворенного газа (44) и водонапорном режиме (59). Они не установили заметной зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин в пределах 1,4-16 га/скв. Исходя из теории интерференции скважин в 1946 г. А.П. Крылов, впервые в нашей стране и в мире для Туймазинского месторождения запроектировал сетку добывающих скважин 20 га/скв. (400х500 м). Это был беспримерный, качественный скачок в проблеме размещения скважин и методах разработки нефтяных месторождений. Вслед за Туймазинским месторождением аналогичная сетка скважин (20-24 га/скв.) была реализована на многих месторождениях Урало-Поволжья. Положительный опыт разработки этих месторождений послужил основанием для еще более решительного шага по разрежению сетки скважин и применению внутриконтурного искусственного заводнения. На Ромашкинском месторождении была запроектирована первоначальная плотность сетки 52 га/скв., в 60-70-х годах для месторождений Западной Сибири первоначальная сетка плотностью 49-56 га/скв. оказалась наиболее распространенной. Вместе с тем практика разработки нефтяных месторождений редкими сетками скважин и искусственным заводнением оказалась значительно сложнее и труднее, чем предполагалось. Проведенными исследованиями было установлено: для гидродинамически единых однородных пластов наблюдается очень слабая зависимость нефтеотдачи от плотности сетки скважин. В нефтеносных пластах, обладающих сложно выраженной зональной неоднородностью, прерывистостью, линзовидностью, расчлененностью и многопластовостью наблюдается значительная зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин, причем эта зависимость тем сильнее, чем выше неоднородность продуктивного пласта. Наиболее важным показателем неоднородности является прерывистость продуктивного пласта.

Влияние прерывистости на плотность сетки скважин

Рассмотрим это на примере. Представим прерывистые пласты, как бы линзами. Если сетка скважин будет редкая, то в эти линзы одновременно могут не

попасть добывающие и нагнетательные скважины, то такая линза будет считаться не охваченной разработкой. Если уплотним сетку скважин, то в линзу попадает не менее одной нагнетательной и добывающей скважины. Следовательно, все линзы будут охватываться разработкой. Поэтому нужно изучать макронеоднородность пласта.

Принципиальной трудностью при определении оптимальной плотности сетки скважин и оптимального размещения скважин является то, что решить достаточно надежно эту задачу можно только, зная достаточно точно неоднородность продуктивного пласта, а это можно узнать только при разбуривании пласта, достаточно большим количеством скважин. Неточность и неопределенность информации о пластах ее ограниченность, при окончании разведки месторождения и вводе нефтяного месторождения в разработку заставляют применять двухстадийное, а иногда и многостадийное разбуривание месторождений. Бурение первоначально редких сеток скважин и последующего их избирательного уплотнения, с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти.

Первичная схема скважин устанавливается очень ориентировочно практически произвольно, поэтому она никогда не будет оптимальной. Однако ошибка в сторону принятия более редкой сетки, по сравнению с оптимальной, легко устраняется путем бурения дополнительных скважин, а ошибка в сторону принятия более плотной сетки – непоправима. Следовательно, корректировка сетки скважин возможна только в сторону ее уплотнения, поэтому первичная сетка должна быть достаточно редкой. Она должна обеспечивать ввод эксплуатационного объекта в разработку и достижение достаточно высокого темпа отбора извлекаемых запасов нефти. Добывающие и нагнетательные скважины первичной сетки скважин образуют соответствующую систему разработки, которая и обеспечивает планируемый отбор нефти. Первичная сетка скважин должна удовлетворять следующим требованиям:

а) обеспечить достаточно высокие темпы отбора нефти из пласта;

б) создать основу эффективной системы заводнения нефтяного пласта;

в) обеспечить достаточно полную информацию о нефтяных залежах;

г) запасы нефти, приходящиеся на 1 скв. (параметр Крылова), должны быть значительными, чтобы было экономически допустимо дальнейшее уплотнение сетки скважины.

Второй этап разбуривания – это бурение дополнительных скважин. Их число и размещение определяются в проектных документах на базе дополнительной информации о продуктивных пластах, полученной в результате разбуривания первичной сетки скважин. Как правило, дополнительные скважины второго этапа бурения должны закладываться избирательно, исходя из особенностей геолого-литологического строения залежей и характера разработки пластов. Бурение преследует следующие цели:

а) уплотнение первичной сетки скважин с целью приближения к «оптимальной», устанавливаемой по тому или иному критерию оптимальности (как правило, технико-экономический);

б) необходимость разукрупнения эксплуатационных объектов, если оказывается, что выбранный в первой технологической схеме разработки эксплуатационный объект не обеспечивает эффективную выработку запасов нефти из отдельных пластов и пропластков. При этом, разукрупнение может происходить или только в сфере нагнетания, путем организации раздельной закачки по отдельным элементам эксплуатационного объекта, или одновременно в сфере добычи, т.е. выделение того или иного элемента объема разработки в самостоятельный;

в) необходимость ввода в разработку оставшихся не разбуренными малопродуктивных участков пласта, решение о вводе в разработку которых по разным причинам (главным образом, экономическим) не было принято. При составлении технологической схемы разработки из-за отсутствия информации невозможно выяснить целесообразность разработки подобных, «сомнительных» участков, и решение об их разработки, как правило, откладывается до следующих проектных документов. К таким участкам обычно относятся зоны малых толщин, водонефтяные зоны, подгазовые зоны, зоны ухудшенной проницаемости и т. д.;

г) необходимость создания окончательной системы заводнения нефтяного пласта, обеспечивающий отбор пластовых объемов жидкости из пласта и охват процессом вытеснения всех элементов эксплуатационного объекта;

д) получение дополнительной информации о нефтяных залежах и, что особенно важно, о характере выработки запасов из отдельных элементов эксплуатационного объекта.

Таким образом, дополнительные скважины решают одновременно две задачи – интенсификацию добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пласта. Дополнительные скважины, которые должны, в основном, увеличивать нефтеотдачу пласта называются резервными скважинами, они обычно составляют 20-30% от числа скважин первичной сетки.

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание пер­воначально редких сеток скважин и последующее избиратель­ное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и ста­билизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называе­мый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую ста­дию и называют резервными. Резервные скважины предусмат­риваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в раз­работку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с уче­том характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % ос­новного фонда скважин. Их место размещения следует плани­ровать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из за старения (физического износа) или по техническим причинам (в резуль­тате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дубле­ров, которое может достигать 10—20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновре­менную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в ра­боту быстрый — все скважины вводят в работу почти одновре­менно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, ко­торую по порядку ввода скважин в работу различают на си­стемы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целе­сообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по паде­нию; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические ус­ловия определили применение ползучей системы на Самотлорском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по равномер­ной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, грави­тационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии. В СНГ в основном по треуголь­ной сетке разбурено большинство эксплуатационных объектов Азербайджана, Туркмении, Западной Украины, Северного Кав­каза и др.

Системы разработки с размещением скважин по неравномер­ной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополни­тельно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми ря­дами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному рас­положению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади. Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом сква­жины размещали рядами, параллельными первоначальному кон­туру нефтеносности. Такую систему начали применять у нас впервые в 1930 г. на Новогрозненском, затем на Туймазинском (20 • 10⁴м²/скв при расстояниях между рядами 500 м и между скважинами в рядах 400 м), Ромашкинском (60*10⁴м²/скв — 1000 м-600 м), Усть-Балыкском (42-10⁴м²/скв), Мегионском (64-10⁴м²/скв), Самотлорском (64 •10⁴м²/скв) и других место­рождениях. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Примерные рекомендации по выбору плотности сетки скважин (га/скв.) на ранних стадиях проектирования разработки нефтяных залежей с учетом прерывистости пластов и вязкости нефти даны в таблице:

Группы объектов по степени прерывистости пластов (коэф. песчанистости)	Группы объектов по величине вязкости нефти в пластовых условиях, Мпа·с	Относительное число резервных скважин (% от числа скважин основного фонда)
менее 2,5 га/скв	2,5-5,0 га/скв	5,0-40,0 га/скв
Непрерывные Кп = 0,95-0,80	42-36	36-30	30-24	До 10
Прерывистые Кп = 0,80-0,65	36-30	30-24	24-20	10-20
Сильно прерывистые Кп =0,65-0,50	30-24	24-20	20-16	20-30

Дата добавления: 2014-01-07