Диссертация (1172960), страница 20
Текст из файла (страница 20)
Мезо- и макротрещиныколлектора первого типа субвертикальны. Развитие их неоднородно и местамилокализовано.Ониразобщеныплотной,преимущественнонепроводящейматрицей, что не препятствует вертикальной сообщаемости резервуара, но крайнезатрудняет латеральную связь. Этим же может объясняться и различие в отметкахводонефтяного контакта. В коллекторах второго и третьего типа наличиедиагенетических микротрещин и поровой проницаемости изменяет ситуациюи отмеченный эффект макро-анизотропии не проявляется.НаКарабулак-Ачалукскомместорождениивыделенныйединыйэксплуатационный этаж, охватывающий верхнемеловые известняки, представленпочти исключительно трещинным типом коллектора.
Подтверждением этогоможет служить конечная оценка запасов нефти залежи, которая соответствуетвеличине коэффициента пористости на уровне 1 %. Она несколько превосходитвеличину чисто трещинной пустотности – 0,38 % за счет учета ареальнойкавернозности вдоль стенок трещин.Контроль за характером обводненности скважин при разработке залежейв трещинных коллекторах является необходимой, но сложной задачей даже приестественном водонапорном режиме.
Выше отмечалось, что опережающий прорывводысвязан,преждепреимущественнойвсего,сориентации.трещиннойПриэтомсистемой,еенарядупреимущественнослокализацией,вертикальной и субвертикальной ориентацией трещин, есть вероятностьи латеральных трендов. Известны примеры, когда это может быть связано с литофациальной дифференциацией разреза продуктивной толщи месторождения.ПримеромможетслужитьВарандейскоеместорождение,расположенноев Ненецком автономном округе. Массивная нефтяная залежь на месторожденииприурочена к нижнепермским трещиноватым коллекторам. Залежь представляетсобойединыйгидродинамическисвязанныйрезервуар,осложненный152тектоническими нарушениями (Рисунок 7.1).
Вместе с тем, продуктивный разрезхарактеризуется резкой литологической изменчивостью, связанной с широкимразвитием вторичных преобразований пород – доломитизацией, растрескиваниеми особенно окремнением. Анализ вещественного состава пород показал четкоеразделение разреза на три пачки (сверху вниз):1) кремнисто-карбонатные отложения кровельной части P1a, известнякис примесью до 20 % кремния;2) карбонатно-кремнистые отложения, известняки с содержанием кремния до40 % и более;3) карбонатные отложения, чистые известняки (Рисунок 7.2).Эти различия выражались том, что вторая пачка отличается от первой,и особенно от третьей, степенью трещиноватости, (Рисунок 7.3) соответствующейее литологическому составу (см. Рисунок 1.1). В результате в данном случае этапачка представляет собой латеральный тренд высокой проницаемости.
Следствиемявляется опережающее обводнение второй пачки, благодаря сообщаемости ее поцентральным разломам с подошвенной водой.153Рисунок 7.1 – Варандейское месторождение. Структурная карта154Рисунок 7.2 – Варандейское месторождение. Геологический профиль155Рисунок 7.3 – Корреляционные связи Кп и Кпр для поровых и трещинных образцов пачек:а – II; б – I; в – III; образцы стандартные ( ) и полноразмерные ( );образцы стандартные (трещ.) ( ) и полноразмерные (трещ.) ( )Скважины, перфорировавшие вторую пачку, почти с самого началаэксплуатации характеризовались нарастающим обводнением.
В том же время,скважины перекрывавшие вторую пачку и эксплуатирующие нижнюю III пачку,достаточно долго работали безводной нефтью.Такая ситуация потребовала внести изменения в план разработки и начатьбурение горизонтальных стволов в кровлю третьей пачки, перекрыв вторую.Контроль за проверкой таких стволов осуществляется по шламу, путемпостоянного контроля за содержанием кремния. Осуществлялась соответствующаякорректировка ствола (Рисунок 7.4).
Данные пример показывает целесообразностьдифференциации системы разработки массивной залежи в рамках единогоэксплуатационного объекта.156Рисунок 7.4 – Траектории горизонтальных скважин по III пачкеПримериллюстрируетвозможноститехнологическихрешенийдляэффективного контроля процесса обводнения залежи. Для высоко неоднородныхтрещинно-поровых коллекторов водонапорный режим, особенно естественный,является благоприятным для эффективности такого контроля.
Это зависит отгеометризации залежи и ее взаимодействия с подошвенной водой. Взаимодействиеопределяется соотношением величин гравитационного и гидродинамическогоградиентов G1 и G2 [30], вычисленных по формулам (7.1, 7.2):G1 = γв - γн;ΔРKнµвG2 = (1 −),НгдеKвµн(7.1)(7.2)γв и γн – плотность воды и нефти в пластовых условиях;ΔР – перепад давления между уровнем отбора и поверхности воды;Кн, Кв – фазовые проницаемости для нефти и воды;μв, μн – динамические коэффициенты вязкости нефти и воды в пластовыхусловиях.Перемещение ВНК считается устойчивым, если гравитационный градиентпревышает гидродинамический, т.
е. G1 – G2 > 0; G1/ G2 > 1. Задачей системы157разработки и системы регулирования разработки является, в том числе, содействиеестественным предпосылкам для обеспечения указанных условий.Примером эффективности такого подхода может служить разработкаАрдалинского месторождения [4].Ардалинскоенефтяноеместорождение,расположенноевНенецкомавтономном округе – одно из месторождений, эффективность разработки котороговпоследниегодыпривлекаетвыниманиеспециалистов,занимающихсякарбонатными трещиноватыми коллекторами.В геологическом отношении Ардалинское нефтяное месторождениерасположено в западной части Хорейверской впадины.
Массивная нефтяная залежьвверхнефаменскихотложенияхприуроченакслабовытянутойв субмеридионалльном направлении антиклинальной складке, связываемой соструктурой обликания над верхнефранским рифогенным массивом, выделеннымпо результатам сейсморазведочных работ.Структурная карта по кровле проницаемых интервалов продуктивногопласта D3fm(Рисунок7.5)построенапорезультатамразведочногои эксплуатационного бурения и уточнена по данным 3D сейсмики.
Продуктивнаятолщасложенакавернозными,известнякамиводорослевыми,переслаивающимисясболеепористымиипористо-плотнымиизвестнякамитонкопоровыми, трещиноватыми. Трещиноватость и кавернозность развитыповсеместно, что обеспечивает хорошую гидродинамическую связь всегорезервуара. Это единая массивная залежь с единой поверхностью водонефтяногоконтакта.
При наименьшей глубине залегания кровли резервуара -3160 ми принятой отметке ВНК -3294 м высота залежи составляет 134 м. Залежь чистонефтяная без газовой шапки. Водонефтяная зона занимает 80 % площадиместорождения.158Рисунок 7.5 – Структурная карта по кровле продуктивной толщиЗалежь разрабатывается в рамках единого эксплуатационного объекта приактивном водонапорном режиме. В течение первых пяти лет разработки, несмотряна высокие отборы (до 1,7 млн т в год) удалось избежать прорывов воды159в результате постоянного контроля за солевым составом добываемой продукции.При этом ежедневно определялось содержание солей, в первую очередь хлоридов.Хотя хлориды не являются нефтерастворимыми соединениями, их присутствиев добываемойнефтисвидетельствовалооналичиидисперснойводы.Соответственно увеличение содержания хлоридов указывало на приближениефронта воды.
В этом случае, даже временное снижение депрессии в скважинепутем уменьшения диаметра штуцера позволяет избежать преждевременногопрорыва воды. На рисунке 7.6 показана зависимость содержания хлоридовпродукции ряда скважин от диаметра штуцера. Благодаря последовательномуосуществлению данных мероприятий на месторождении удалось добыть почти50 % начальных извлекаемых запасов нефти при практически безводнойэксплуатации (Рисунок 7.6).Вместе с тем, в 2000-х гг. продвижение подошвенных и законтурных водприобрело более интенсивный характер, и борьба с обводнением с помощью«солевого контроля» уже не была столь эффективной. В этой ситуации длядополнительного контроля за процессом разработки потребовалось использоватьразличные методы моделирования процесса.
Одним из таких методов являетсяконтроль с помощью геологической модели. В данном случае была использованагеологическая модель, основанная на принципах, рассмотренных в главе 3и включающая:– типизацию коллекторов;– внешнюю и внутреннюю геометризацию резервуара;– параметрическое заполнение модели на вероятностной основе.Диаметр штуцера, 1/64Содержание хлоридов, мг/л1601201.01.99 02.01.99 03.01.99 04.01.99 05.01.9906.01.9907.01.99 08.01.9909.01.99 10.01.99Рисунок 7.6 – Динамика содержания хлоридов (кривая 1) в продукции скв.
А-01 Ардалинского месторождения и диаметра штуцера (кривая 2)161Типизация коллекторов включала: трещиноватый тип (Кп < 3 %), поровотрещинный тип (Кн = 3-6 %), трещинно-порово-каверновый тип (Кп от 6 до 11 %)и высокопористый коллектор (Кп > 11 %). Кроме того, дополнительно выделенобводненный коллектор.Модельпозволилавизуализироватьвнутреннююнеоднородностьпродуктивной толщи и характер внедрения в нее законтурных и подошвенных вод.На рисунке 7.7 приведены профильные разрезы, иллюстрирующие характерзаводнения залежи подошвенными и законтурными водами (Рисунок 7.7).Особенно следует отметить обводнение латеральных слоев в верхней частирезервуара.
Это линейно вытянутая зона ассоциирует с древним палеокарстом,развитымнижеэрозионнойповерхностикарбонатнойтолщи D3fm.Впоследовавшей геологической истории карстовые пустоты были заполненыосадками, имевшими, однако, повышенную емкость и, соответственно, болеенизкую плотность, что позволило проследить ее по данным сейсмическихисследований [59].162Рисунок 7.7 – Профильные разрезы по различным скважинам(начальное (а, в) и текущее (б, г) состояние разработки)Динамика внедрения вод по площади может быть прослежена с помощьювыведенных из модели латеральных слоев. На рисунке 7.8 показано продвижение163воды по отдельным слоям (толщина слоя 1 м). Видно, что верхние слои 2–5,соответствующие палеокарсту заводнены на значительной площади.
Ниже науровне 10 и 12 слоев заводнением охвачено, в основном, западное пологое крыло(Рисунок 7.8).Модель позволяет также оценить выработку запасов нефти на текущиймомент,используяпрогнозируемоеизменениенефтенасыщенности,в заводненных зонах. На рисунке 7.9 показано изменение плотности геологическихзапасов нефти на момент оценки (Рисунок 7.9).Рисунок 7.8 – Продвижение вод по латеральным слоям в пластах:а – 1; б – 2; в – 5; г – 12164Рисунок 7.9 – Изменение плотности запасовВ целом Ардалинское месторождение является примером эффективнойи контролируемой разработки нефтяной залежи в карбонатных трещиноватыхколлекторах в условиях активного водонапорного режима. Но данный примерхарактеризуется рядом благоприятных предпосылок: контрастная структура,достаточно большая высота залежи, доминирование в продуктивной толщетрещинно-порово-кавернозного типа коллектора, активная подошвенная вода,а также сопровождение разработки залежи адекватной геологической моделью.7.2.
Контроль движения ВНК при заводненииВ более сложных геологических условиях эффективность разработкизалежей в трещинных коллекторах требует применения специальных методови подходов [42]. Примером такой ситуации может служитьразработкаместорождения Белый Тигр на шельфе Социалистической Республики Вьетнам.Основным объектом разработки на месторождении является массивная залежьв кристаллическомфундаменте.Продуктивныйрезервуар,достигающиймощности более 1,5 км представлен трещинно-кавернозными гранитоидами,различными по петрографическому составу и возрасту, осложненными системой165разрывных нарушений.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
