Диссертация (Совершенствование технологии извлечения нефти из карбонатных коллекторов на основе разномасштабных исследований), страница 3

Таким образом, решение актуальныхпроблем повышения эффективности разработки нефтяных залежей в карбонатныхпластах-коллекторах приобретает в последние годы приоритетное направление внаучно-практической деятельности нефтяной отрасли [1].Нефтеносные карбонатные коллекторы в РТ содержатся в отложенияхкарбонатного девона (семилукские, бурегские, елецкие, данково-лебедянские,заволжские), нижнего карбона (малевско-упинские, черепецко-кизеловские,14алексинские,серпуховские),среднегокарбона(башкирские,верейские,каширские) и верхней перми (казанские).Сложнопостроенныекарбонатныеколлекторыпосвоемустроениюпринципиально отличаются от терригенных.

Это создает некоторые трудности приих выделении в разрезе скважин, при определении количественных значений ФЕС,а также характера насыщения коллекторов [2].В решение проблемы изучения карбонатных пород коллекторов нефти и газавнесли значительный вклад отечественные исследователи: К.И. Багринцева,Г.Е. Белозерова, Л.П. Гмид, А.Н. Дмитриевский, В.Н. Киркинская, Т.Т.

Клубова,А.И. Конюхов, Ф.И. Котяхов, В.Г. Кузнецов, Ю.И. Марьенко, Я.Н. Перькова,Б.К. Прошляков, А.В. Пэк, Е.М. Смехов, Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов,Р.Б. Хисамов, В.П. Морозов, Э.А. Королев и другие, а также зарубежныеисследователи: Г. Арчи, Р. Агульер, Г. Биссел, Т. Голф-Рахт, А.И. Леворсен,Дж.Л. Уилсон, Р.Дж. Ридер, Ф. Фейрбридж, Г.В. Чилингар и другие [1, 3–22].Очень подробно разнообразие структур и текстур пород основныхнефтегазоносных комплексов карбона РТ представлено в работе В.П. Морозова [3],где освещены вопросы седиментогенеза карбонатов и их постседиментационныеизменения,рассмотреныпроцессыформированияструктурыпустотногопространства карбонатных пород-коллекторов РТ и их флюидонасыщенности.В работах Л.З. Аминовой, Ф.С.

Гурьяновой, А.Р. Кинзикеева, Е.А. Козиной,Н.Ш. Хайретдинова [23–26] подробно рассмотрена литолого-петрографическаяхарактеристика коллекторов восточной части Татарстана.В работе [27] P.C. Нурмухаметов на основе анализа литературы и строенияместорождений пришел к выводу, что по типу коллектора залежи среднего карбонаРТ отличаются от залежей среднего карбона месторождений Пермской, Самарскойи Оренбургской областей. Верей-башкирские и серпуховские отложения РТхарактеризуютсязначительноменьшимколичествомвысокопроницаемыхколлекторов и более высокой вязкостью нефти, поэтому опыт разработкиместорождений Пермской, Самарской и Оренбургской областей нельзя в полномобъеме переносить на залежи РТ.15Доли текущих извлекаемых запасов нефти (ТИЗ) и добычи нефти в разрезетипа отложений представлены на рисунке 1.1.

Несмотря на то, что основныеостаточные запасы сосредоточены в отложениях карбонатного карбона, основнаявыработка идет из «традиционных» отложений терригенного девона.Рисунок 1.1 – Доли ТИЗ нефти и добычи нефти в разрезе типа отложенийВ разрезе по отложениям карбонатного карбона основные запасысосредоточены в отложениях башкирского и турнейского ярусов (рисунок 1.2), приэтом последний активно вовлечен в разработку.Башкирский объект, несмотря на значительные запасы, имеет низкуювыработанность и недостаточно вовлечен в разработку (рисунок 1.3).

Этовыражается наименьшим значением накопленной добычи – 10,7 % от начальныхизвлекаемых запасов (НИЗ), что свидетельствует о том, что залежи башкирскогообъекта находятся на начальной стадии разработки.16Рисунок 1.2 – Гистограммы доли ТИЗ нефти и добычи нефти по отложениямкарбонатного карбонаРисунок 1.3 – Отбор от НИЗ – темп отбора17В связи с этим одной из первостепенных задач является создание и внедрениев производство новых способов разработки и технологий воздействия на объектыбашкирского яруса применительно к условиям РТ с целью улучшения техникоэкономических показателей разработки.1.2 Особенности строения карбонатных коллекторов башкирского яруса наместорождениях Республики Татарстан и свойства насыщающих флюидовЗалежи нефти в башкирских отложениях РТ выявлены в пределах купольнойчасти, на южном, северо-восточном, северо-западном, северном, западном склонахЮжно-Татарского свода (ЮТС), на восточном борту Мелекесской впадины (МВ)и юго-восточном склоне Северо-Татарского свода (СТС) (рисунок 1.4) [1].Продуктивные пласты башкирского яруса представлены органогенными,реже органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненнымипрослоями доломитов.

Толщина разрезов яруса – 10–54 м. Отмечается некотороевозрастание высоты залежей в направлении с востока западного склона ЮТС к МВ.В разрезе выделяются до трех пластов-коллекторов. Общая эффективная толщинапластов-коллекторов достигает 20 м. Многими учёными отмечалась большаяизменчивость отложений башкирского яруса по латерали в отличие от отложенийтурнейского и визейского ярусов, что, по их мнению, затрудняет прослеживание вних отдельных пачек и слоев даже по соседним скважинам [1, 3, 28].Все уплотненные прослои в разрезе яруса имеют вертикальную трещинность,и поэтому пласты-коллекторы являются единым гидродинамическим резервуаромпреимущественно средней емкости. По характеру ФЕС породы-коллекторыотносятся к порово-трещинному и порово-каверновому типам.

Нефтесодержащиепустоты смешанного порово-кавернозно-трещинного коллектора – это в основномкаверны и поры, а проводящие каналы – трещины и поры. Пустотность трещиннезначительна, при определении вторичной пустотности она характеризуется каккаверново-трещинная. Каверны могут сообщаться посредством трещин иликаверновых каналов [1, 29].18Рисунок 1.4 – Схема палеогеографии Татарстана. Башкирский век1 [29]Фильтрационные способности карбонатных коллекторов имеют своиособенности, которые заключаются в симбиозе поровой, трещинной и каверновойпроницаемостей, которые отличаются большим диапазоном изменения не толькомежду собой, но и внутри составляющих. Так, каверно-трещинная пустотностьпредставляет собой систему каверн в виде изометрических полостей илирасширений,соединенных1 – Южно-Татарский свод (ЮТС)1а – Вершина ЮТС1б – Южный склон ЮТС1в – Юго-восточный склон ЮТС1г – Восточный склон ЮТС1д – Северо-восточный склон ЮТС1е – Северный склон ЮТС1ж – Западный склон ЮТС2 – Северо-Татарский свод (СТС)2а – Сводовая часть СТС1трещинами.Трещиныпораскрытости2б – Юго-восточный склон СТС2в – Западный склон СТС3 – Мелекесская впадина (МВ)3а – Восточный борт МВ3б – Центральная часть МВ3в – Западный борт МВ4 – Казанско-Кжимский авлакоген5 – Восточный склон Токмовского свода6 – Верхнекамская впадинаи19фильтрационным свойствам можно разделить на микротрещины, мезотрещины имакротрещины.

Макротрещины и мезотрещины – высокопроводящие каналыпласта – определяют преобладающую проницаемость на значительном расстоянии.Их свойства оценивают гидродинамическими методами исследований, так каккерновым материалом они обычно не могут быть охарактеризованы из-заневозможностисохранитьприотбореистиннуюраскрытостьтрещин.Микротрещины более распространены и в большей степени изучены на керновомматериале. Их проницаемость на порядки ниже проницаемости макротрещин, новыше проницаемости совокупности каверн. Блоки могут содержать каверны,которые соединяются между собой как непосредственно, так и посредствомтрещин кавернования.

Трещины кавернования образуются при обрушениикаверновых полостей под воздействием литостатического давления, когдатолщины перегородок недостаточно для противодействия этому давлению исохранению объёма каверн. Основными каналами перетока жидкостей междусистемами каверн служат тектонические и диагенетические трещины. Для ихобнаружения предпочтительнее использовать 3D сейсмические исследования.В работе [30] подробно описаны способы обнаружения мелких разломов итрещин с помощью сейсмических данных. Отмечается, что несмотря на то, чтосейсмические методы могут быть неспособны обнаруживать отдельные трещины,на их присутствие может указывать поддающийся измерению сейсмическийотклик от системы сгруппированных трещин. Это подобно тому, как человеческийглаз с расстояния в километр не способен видеть отдельные капли воды, но можетвидеть скопление капель воды в небе – облако.

То же самое применимо ксейсмическим методам, основанным на специальной обработке, предназначеннойвыделять сейсмические атрибуты, которые выявляют разломы и системы трещин.Коллекторские свойства пород башкирских отложений, определенные порезультатамкерновыхисследований,варьируютсявзависимостиотприуроченности залежей к той или иной тектонической зоне. На западном склонеЮТС среднее значение пористости – 13,5 %, газопроницаемости – 177‧10-3мкм2,нефтенасыщенности – 74,1 %, на восточном борту МВ – соответственно 14,7 %,20263‧10-3 мкм2 и 76,1 %.

В пределах одной тектонической зоны эти показатели могутменяться в ту или иную сторону в зависимости от степени неоднородности ивыдержанности по горизонтали и латерали прослоев пород-коллекторов [3, 29, 31].В целом объем нефти, содержащейся в трещинах, незначителен посравнению с количеством нефти, насыщающей порово-каверновые пласты, вбольшинстве случаев это значение не более 0,5–3 % [4].Сложный характер нефтеносности пород башкирского яруса обусловлен каксущественной первичной неоднородностью известняков башкирского яруса,представленных различными типами по вертикали и горизонтали разреза, так иявляетсяследствиемразличныхвторичныхизмененийизвестняков–выщелачиванием и доломитизацией [3].Для карбонатных коллекторов месторождений РТ характерны низкиезначениякоэффициентавытеснения,определенныелабораторнымпутем,максимальные значения которых изменяются от 0,5 до 0,55 доли ед.

Это связано стем, что отсутствует возможность отбора цельного представительного образца изкерна трещинной или кавернозной части пласта и проведения лабораторныхисследований.Физико-химические свойства (ФХС) пластовой нефти залежей среднегокарбона сильно варьируются: давление насыщения – от 0,6 до 3,85 МПа, вязкость– от 37 до 550 мПа·с, плотность – от 852 до 949 кг/м3, газовый фактор – от 2,6 до10 м3/т. Пластовое давление – 8–9 МПа, пластовая температура – от 15 до 20 °С.

Вповерхностных условиях ФХС нефти следующие: плотность – от 880 до 966 кг/м3,содержание парафина – от 2,5 до 3,5 %, асфальтенов – от 3 до 12 %, серы – от 2,5до 5 % [32].Анализ лабораторных исследований нефти по 20 месторождениямбашкирского яруса РТ показал, что содержащаяся в залежах нефть относится квысоковязкому, битуминозному, высокосмолистому типу (рисунок 1.5).Зачастую нефть различных участков залежей имеет различную вязкость,причины этого явления полностью не установлены. Однако прослеживаетсянекотораязакономерность:вязкостьнефтитемменьше,чемпласт21гипсометрически выше водонефтяного контакта (ВНК) (менее окислена) и чемдальше скважина, в которой произведен отбор проб, отстоит от контуранефтегазоносности [1, 33].Рисунок 1.5 – Свойства нефти башкирского яруса месторождений РТС увеличением вязкости нефти растет влияние неоднородности структурыпорового пространства на механизм вытеснения нефти из коллектора.

Возможно,что определённую роль при этом играет не только повышение вязкости нефти, нои связанное с ним изменение состава нефти. В высоковязкой нефти, как правило,содержитсязначительнобольшеполярныхкомпонентов,способныхгидрофобизировать поверхность породы и стимулирующих образование награнице с водой «жестких» межфазных пленок. В свою очередь, в гидрофобномколлекторе по сравнению с гидрофильным сильно проявляет себя неоднородностьв направлении нормальному потоку, так как в этом случае уменьшаетсявозможность выравнивания фронта вытеснения за счет капиллярного вытеснениянефти из тонких поровых каналов [34].22Наличие высокомолекулярных соединений в составе нефти – одна изосновныхпричинизменениясмачиваемостиестественногидрофильнойповерхности коллекторов [29, 35].К.И.