|
© О.Н. Новикова, 2002 |
КРИТЕРИИ ИЗУЧЕНИЯ СТРУКТУРЫ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ НА ТАЛИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
О.Н. Новикова (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
Основной целью данной работы является всестороннее исследование остаточной нефтенасыщенности - одной из важнейших характеристик пласта коллектора в условиях его разработки, использующейся во всех технологических расчетах как при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений, так и на поздней стадии для обоснования технологий доизвлечения остаточной нефти [2]. Актуальность изучения остаточной нефтенасыщенности не вызывает сомнений, так как на современном этапе большинство нефтяных месторождений нашей страны находится на сложной завершающей стадии эксплуатации. Нефть, остающаяся в пластах к окончанию разработки залежи, является важным резервом увеличения добычи, поскольку количество остаточной нефти может составлять более половины первоначальных балансовых запасов.
Знание природы (механизма формирования) и структуры остаточных запасов позволяет разрабатывать специальные технологии вовлечения остаточной нефти в процесс доразработки с учетом особенностей строения и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора, свойств и структуры остаточной нефтенасыщенности [1, 4].
Эта проблема уже давно привлекает внимание широкого круга специалистов нефтепромыслового профиля. В частности, проведен ряд исследований на основе обобщения опыта разработки крупных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) и Волго-Уральской нефтегазоносной области (НГО), а также проанализирован большой опыт изучения остаточной нефтенасыщенности за рубежом [1-4]. Тем не менее каждое месторождение индивидуально, что требует нового подхода к проблеме. Например, коллекторы Талинского нефтяного месторождения по сравнению с продуктивными породами как юрского, так и мелового возраста залежей Западно-Сибирской НГП, Волго-Уральской НГО и других районов имеют принципиальные отличия вследствие своего неоднородного строения на макро- и микроуровнях [3, 4].
Талинское месторождение является типичным примером месторождения со сложным геологическим строением и трудноизвлекаемыми запасами как с позиций геолого-промысловых характеристик, так и с позиций осуществляемой разработки. Поэтому принципиальные выводы и методические решения, сделанные в результате изучения данного месторождения, будут справедливы и для других месторождений с осложненными физико-геологическими условиями.
Промышленная разработка Талинского месторождения началась в 1982 г. Нефтеносность установлена в отложениях тюменской свиты (пласты ЮК2, ЮК11), однако основными объектами разработки являются юрские отложения пластов ЮК10 и ЮК11 шеркалинского горизонта. Пласты характеризуются крайней неоднородностью как по емкостным, так и по фильтрационным свойствам.
Сложность геологического строения этого месторождения, а также реализуемая система разработки обусловили специфические особенности выработки запасов и обводнения скважин.
В настоящее время при разбуренности месторождения на 95 % залежь эксплуатируется со средней обводненностью 85-92 % при среднем дебите скважин 5-6 т/сут. Текущая нефтеотдача не превышает 9 %, в то время как коэффициент извлечения нефти (КИН) утвержден равным 0,257. При этом охват заводнением нефтенасыщенной толщины пласта крайне невелик, зоны и разрез пласта с ухудшенной проницаемостью в разработку практически не вовлекаются. Такой крайне низкий КИН - почти в 2 раза ниже запроектированного - неприемлем ни с экономической, ни с технологической точки зрения [5].
Талинское месторождение имеет такие геолого-промысловые характеристики, которые для аналогичных объектов должны обеспечивать КИН порядка 0,4. Учитывая огромные запасы нефти на месторождении, можно прогнозировать, что достижение базового КИН позволило бы добыть дополнительно около 42 млн т:
При столь высокой обводненности и практически полной разбуренности месторождения под запроектированную схему разработки доизвлечение нефти на Талинском месторождении связано в первую очередь с вовлечением в активный процесс разработки запасов остаточной нефти, которые на сегодняшний день для пластов ЮК10 и ЮК11 составляют около 930 млн т.
Даже частичное вовлечение этих запасов в разработку позволило бы существенно увеличить добычу на Талинском месторождении.
Характеристика текущего состояния разработки Талинского месторождения отражает необходимость детализации геолого-промысловых данных и построения специальной модели месторождения, чтобы определить количество, структуру и местоположение остаточных запасов нефти для обоснования новых технологий их доизвлечения в целях достижения проектной нефтеотдачи.
Критерии типизации структуры остаточной нефти непосредственно на Талинском месторождении обосновываются на базе физико-геологических и гидродинамических характеристик структуры остаточной нефти (Михайлов Н.Н., 1996; Кольчицкая Т.Н., 2001), а также особенностей геологического строения.
Как правило, в разрабатываемых пластах присутствует несколько видов остаточной нефти вследствие влияния большого числа факторов ее накопления [2, 5]. Поэтому есть основания предполагать, что на Талинском месторождении также имеется несколько видов остаточной нефти, которые в совокупности формируют остаточные запасы нефти. Изучение отдельных компонентов и структуры остаточной нефти пластов ЮК10 и ЮК11 необходимо в связи с проблемой ее доизвлечения и разработкой для этой цели специальных технологий [1].
Проведенный анализ по данным Е.С. Высоковской, В.М. Глазовой (1983), а также по ряду исследований Н.Н. Михайлова, Т.Н. Кольчиц кой (1997, 2001) показал, что для пластов Талинского месторождения характерны два основных класса остаточной нефти, определяемых условиями неоднородности строения коллектора:
1. остаточная нефть макроуровня, формирующаяся в пластах, не охваченных воздействием процесса разработки по причине макронеоднородности коллектора, т. е. резкой литологической изменчивости и прерывистости продуктивных пород. Это целики, различного рода непромытые пропластки, застойные зоны, линзы. Коллекторы и остаточная нефть, содержащаяся в них, сохраняют свои исходные свойства [2];
2. остаточная нефть микроуровня, которая формируется в промытых участках разрабатываемых пластов. Это пленочная нефть, адсорбированная на поверхности пористой среды, и капиллярно-защемленная остаточная нефть, находящаяся в пористой среде в виде крупных капель и глобул, которые отделены от скелета пористой среды пленкой воды [1].
Рассмотрим подробнее виды остаточной нефти и влияющие на их формирование специфические геолого-промысловые особенности изучаемого объекта.
Для Талинского нефтяного месторождения весьма характерна остаточная нефть в виде целиков, образовавшихся в результате неполного охвата процессом вытеснения. Это происходит, как правило, по двум причинам: технологическим (засорение призабойной зоны, применяемая система расстановки скважин, несоответствие реальной геологической неоднородности проектной и др.) и геологическим (аномальная слоистая неоднородность строения коллектора, заключающаяся в существенной литологической изменчивости, прерывистость и выклинивание пластов, резкое изменение ФЕС по площади и разрезу). В данном случае неполное вовлечение в разработку происходило преимущественно по геологическим причинам. Следует заметить, что продолжительное время даже не удавалось провести детальную корреляцию разреза вследствие большой сложности строения пластов. Но в результате детального изучения, проведенного в ОАО ЦГЭ, в разрезе пласта ЮК11 были выделены два цикла осадконакопления, а пласте ЮК10 - четыре.
При рассмотрении литологического разреза пласта ЮК10 видно, что как по вертикали, так и по горизонтали происходит линзовидное чередование пород-коллекторов и их резкое литологическое замещение породами-неколлекторами. Следует отметить, что разрезу пласта присущи высокие значения прерывистости строения коллектора. Это отражено в исследованиях [3]. Рассчитано, что линейный размер (d) линз и отдельных прослоев коллекторов равен или немногим больше расстояния (r) между скважинами. Кроме того, не исключено, что в некоторых случаях d может быть меньше r.
Остаточная нефть промытых участков разрабатываемых пластов представляет собой более сложную структуру вследствие того, что процесс разработки выводит природную систему из равновесного состояния и изменяет свойства коллектора и насыщающих его флюидов. Поэтому в данном случае формирование остаточной нефти происходит на микроуровне и на этот процесс влияет микронеоднородность коллекторов.
Главной особенностью пластов ЮК10 и ЮК11 является высокая зональная и слоистая фильтрационная неоднородность коллекторов по проницаемости, изменяющейся от 0,01 до 1-2 мкм2. Высокая литологическая расчлененность осложняется еще и контрастностью по проницаемости соседних пластов. Значения проницаемости контактирующих пропластков и зон, между которыми существуют перетоки, могут отличаться на порядок и более. Например, на исследуемом участке пласта ЮК10 между двумя соседними скв. 3949 и 3950 значения проницаемости изменяются от 0,015 до 0,070 мкм2, а между скв. 3948 и 3949 - от 0,07 до 0,38 мкм2.
Очевиден контакт пород с контрастными значениями проницаемости в направлении простирания. То же самое происходит и по вертикали. На геологическом профиле рассматриваемого участка также наблюдается контакт слоев коллекторов с контрастными значениями проницаемости.
К примеру, в одной из скважин рассматриваемого участка в верхней части третьего цикла пласта ЮК10 залегает слой коллектора с проницаемостью 1 мкм2. Сверху его перекрывает прослой коллектора с проницаемостью 0,18-0,20 мкм2, а снизу его подстилает слой коллектора, проницаемость которого всего лишь 0,05-0,07 мкм2. При этом следует отметить, что породы высокой проницаемости имеют линзовидную форму и, даже находясь в одном цикле, не соединяются между собой, следовательно, между ними нет сообщения. Поэтому, судя по всему, фильтрация происходит между породами с разной проницаемостью. Таким образом, высокая зональная и слоистая фильтрационная неоднородность коллекторов по проницаемости приводит к формированию остаточной нефти. Рассмотрим механизм ее формирования подробнее.
Известно, что при двухфазной фильтрации, на границе сред с различными фильтрационными свойствами, происходит возникновение так называемых концевых эффектов, заключающихся в резком увеличении неподвижной (капиллярно-удержанной) насыщенности вытесняющей фазой, что приводит к блокировке запасов нефти [1].
Изучение влияния концевых эффектов в неоднородном пласте на блокировку запасов нефти Талинского месторождения проводилось методами математического моделирования. Стохастическая модель разработана в лаборатории физико-геологических проблем нефтеотдачи ИПНГ РАН [4].
При моделировании учитывалась зависимость остаточной водонасыщенности пласта от проницаемости. Схематически влияние послойной неоднородности на формирование остаточной нефти показано на рис. 1, где даны фактические кривые капиллярного давления для коллекторов с различными значениями проницаемости пласта ЮК10 Талинского месторождения.
В результате сопоставления двух любых кривых (что соответствует контакту этих пород в реальном пласте) в точках с равными значениями капиллярного давления (например, Рк = 0,5 МПа) мы получим некоторое значение капиллярно-удержанной водонасыщенности (DS).
Так, при контакте пород-коллекторов проницаемостью 0,92 и 0,29 мкм2 DS1 = 0,15 - 0,05 = 0,1; при контакте 0,2900 и 0,0078 мкм2 DS2 = 0,45 - 0,15 = 0,30; а при контакте 0,9200 и 0,0078 мкм2 DS3 = 0,45 - 0,05 = 0,4. Это означает, что в зоне контакта пород остается 10; 30 и 40 % воды соответственно. Причем максимальное увеличение насыщенности смачивающей фазой происходит в области контакта пород с наиболее контрастными значениями проницаемости. В соответствии с экспериментальными значениями фазовых проницаемостей в зоне максимальных значений концевого эффекта при максимальном значении водонасыщенности фазовая проницаемость по нефти снижается практически в 1,7 раза [1]. Таким образом, концевой эффект действует как затвор на пути фильтрации нефти. Вариации значений g представляющей собой отношение проницаемостей контактирующих пород (g = Кпр2/Kпр1, где Кпр1 - характеризует низкопроницаемый пропласток, Кпр2 - высокопроницаемый пропласток), влияют на увеличение водонасыщенности DS на границе двух сред следующим образом (рис. 2).
Количество остаточной нефти, защемленной в результате влияния концевого эффекта, очевидно, зависит от степени контрастности проницаемости, а также от соотношения порового объема высоко- и низкопроницаемых коллекторов. Установлено, что с ростом проницаемости интервала-коллектора увеличивается его водонасыщение, в то время как водонасыщенность малопроницаемого интервала практически не меняется. В случае малопроницаемого пласта-коллектора отмечается увеличение насыщенности вытесняющей фазой непосредственно за границей скачка проницаемости, что в свою очередь приводит к дополнительному падению фазовой проницаемости по нефти уже в зоне малопроницаемого пласта.
Таким образом, в области резкого изменения проницаемости, обусловленной слоистой неоднородностью пластов, формируется зона аномально низкой фазовой проницаемости по нефти, что вызывает блокировку части извлекаемых запасов нефти.
Нефть Талинского месторождения является легкой, маловязкой, с малым содержанием смолоасфальтеновых фракций. Отмечено наличие парафина, однако аномалий скорости фильтрации в зависимости от перепада давлений не обнаружено, так что нефть является обычной ньютоновской жидкостью. Таким образом, наличие целиков остаточной нефти с неньютоновскими (вязкопластичными) свойствами для Талинского месторождения нехарактерно.
Коллекторы Талинского месторождения, охваченные процессом заводнения, содержат преимущественно капиллярно-защемленную нефть. Основной причиной формирования этого вида остаточной нефти являются такие особенности микростроения коллектора как порометрическая характеристика, удельная поверхность и характер смачиваемости породы.
В результате структурно-литологического анализа были выявлены фильтрационно-емкостные особенности продуктивных пород Талинского месторождения, полностью определяющиеся структурой их пустотного пространства [3, 4]. Исследования показывают, что микростроение пластов ЮК10 и ЮК11 обладает аномалиями структуры пустотного пространства по сравнению с уже упомянутыми породами юрского и мелового возраста залежей Западно-Сибирской НГП, Волго-Уральской НГО и других районов. Структуру пустотного пространства пород определяют такие важнейшие характеристики, как поры и поровые каналы, а точнее, их число и геометрия - диаметр и суммарная длина.
Важной
особенностью рассматриваемых коллекторов является большое число поровых
каналов, подходящих к одной поре (координационное число
b -отношение
числа поровых каналов 
',
соединяющих
поры, к числу пор
)
(рис. 3).
Значения b
среднестатистических поровых узлов в коллекторах ЮК10 и ЮК11
изменяются от 2 до 10 и
более, что является существенным отличием данных коллекторов, потому как для
аналогичных по ФЕС коллекторов, например для Волго-Уральской НГО, b составляет не более
5. Проведенные исследования показали, что чем больше значение координационного
числа b,
тем больше количество капиллярно-защемленной остаточной нефти.
Суммарная
протяженность разветвленных поровых каналов
для пластов ЮК10 и ЮК11 варьируется от 0,4 до 2,5 м/мм3,
при этом чем меньше
,
тем выше проницаемость пород. Для сравнения,
типичных продуктивных пород не превышает 0,9 м/мм3.
Следующее существенное отличие данных коллекторов заключается в том, что значения отношений медианных (средних) диаметров пор Mdп и поровых каналов Mdк, соединяющих поры, очень значительны и могут достигать 70, в то время как для аналогичных по ФЕС коллекторов они варьируют от 2 до 5. Проведенные исследования влияния микроструктуры пластов на количество капиллярно-защемленной нефти показали, что чем больше отношение Mdп/ Mdк тем больше объем капиллярно-защемленной остаточной нефти [5].
Как показывают исследования высокопористых коллекторов (1-3 классов, по А.А. Ханину), когда отношение Mdп/ Mdк достигает максимального значения, тогда поры в этих коллекторах проявляют себя в процессе вытеснения как тупиковые. Таким образом, сложная структура порового пространства коллекторов Талинского месторождения влияет и на формирование остаточной нефти тупиковых пор.
Следующей причиной формирования капиллярно-защемленной нефти является наличие преимущественно гидрофильного типа смачиваемости пород-коллекторов Талинского месторождения. Об этом свидетельствуют геолого-промысловые характеристики пластов ЮК10 и ЮК11 и экспериментальные данные по изучению порового пространства коллектора [1]. Так как коллектор гидрофильный, то скорость движения воды в нем превышает скорость движения нефти. В этом случае в поровых каналах образуются скопления нефти в виде ганглий, окруженных водой.
В то же время для высокопроницаемых коллекторов отмечены эффекты гидрофобизации, объясняемые особенностями микростроения пласта (Зубков М. Ю., 2001), которые ведут к изменению капиллярного давления и соответственно структуры капиллярно-защемленной нефти и уменьшению ее количества. Адсорбция смолоасфальтеновых компонентов на внутрипоровой поверхности приводит к увеличению гидрофобности пласта и соответственно количества пленочной нефти.
Немонотонность связи остаточной нефтенасыщенности с гидрофобизацией подтверждает зависимость остаточной нефтенасыщенности от типа смачиваемости породы, полученная на основании лабораторных исследований [5]. Зависимость подтверждает, что чем сильнее выражена смачиваемость коллектора, тем больше он содержит остаточной нефти.
Кроме того, капиллярно-защемленная нефть характерна для пород, сложенных разными литологическими группами (чередование песчаников и гравелитов), что обусловливает высокую неоднородность пористости.
Указанные особенности могут приводить к сложной зависимости количества капиллярно-защемленной, пленочной и остаточной нефти тупиковых пор от коллекторских свойств. Экспериментальные зависимости коэффициента остаточной нефтенасыщенности от проницаемости для двух литологических типов - песчаников и гравелитов - получены в СибНИИНП. Диапазон изменения коэффициента проницаемости для песчаников составляет от 0,001 до 0,100 мкм2, а для гравелитов - от 0,03 до 1,00 мкм2. При этом количество остаточной нефти возрастает прямо пропорционально увеличению проницаемости от 15 до 40 и от 22 до 55 % соответственно. Этот факт свидетельствует о том, что с улучшением коллекторских свойств увеличивается количество остаточной нефти. Для рассматриваемых пластов ситуация осложняется чередованием коллекторов разного типа.
В меньшей степени в обводненных пластах присутствует адсорбированная нефть. Это связано в первую очередь с тем, что породы, слагающие коллектор, преимущественно гидрофильны, а накопление адсорбированной нефти характерно для гидрофобизированных коллекторов.
Таким образом, литолого-петрографическое строение пласта и особенности его смачиваемости являются определяющими критериями структуризации остаточной нефти.
Из проведенного анализа можно сделать выводы. Для Талинского месторождения наиболее характерны следующие типы остаточной нефти:
1. в виде целиков, не охваченных воздействием процесса разработки вследствие высокой литологической неоднородности коллектора, а также в результате прерывистости пластов с характерным размером неоднородности - меньшим, чем расстояние между скважинами;
2. в виде целиков, образовавшихся в результате проявления концевых эффектов на границе пластов с контрастной проницаемостью;
3. капиллярно-защемленная остаточная нефть в заводненных пластах, количество которой определяется литологией пласта, особенностями структуры порового пространства и характерным соотношением размеров пор и размеров капилляров;
4. остаточная нефть тупиковых пор и микронеоднородных зон, связанная с усложнением структуры порового пространства за счет контакта пород разного состава, а также с увеличением коэффициента проницаемости пластов.
Выявленные типы остаточной нефти характеризуются разными технологическими возможностями их доизвлечения, и для обоснования необходимых технологий требуется детальная структуризация запасов по выделенным типам в объеме залежи.
Литература
1. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра, 1992.
2. Мищенко И.Т., Кондратюк Н.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - М.: Нефть и газ, 1997.
3. Особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере Талинского месторождения) //М.М. Иванова, В.А. Григорьева, В.Д. Лысенко и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996.
4. Сложности разработки Талинского месторождения / В.А. Григорьева, М.М. Иванова, В.Д. Лысенко, В.Ф. Чарыков // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 6. - С. 36-38.
5. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности // Н.Н. Михайлов, Т.Н. Кольчицкая, А.В. Джемесюк, Н.А. Семенова. - М.: Наука, 1993.
The article reflects a certain stage of investigation of the residual reserves structure of technogenic altered pools as an example of the Talin oil field. St is estimated the current state of the exploitation target under study as well as oil production growth resulted from mobile remaining reserves being included in production process.
Characteristics of two main classes of residual oil governed by its formation conditions are given. Types of residual oil saturation of these classes and geologic-field characteristics having effect on their accumulation are in detail considered.
As a result of analysis of structure and rock-fluid system of the target reservoir studied, types of residual oil saturation for the elaborating methodological means on typization and further structurization of residual reserves are distinguished. The results obtained make it possible to elaborate the special technology for supplementary recovery of remaining oil reserves.
Рис. 1. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО ПОЛУЧЕННЫЕ КРИВЫЕ КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ ПЛАСТА ЮК10 ТАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
DS - защемленная водонасыщенность, возникающая в результате проявления концевого эффекта; проницаемость пород-коллекторов, мкм2: 1 - 0,92; 2 - 0,29; 3 - 0,0078
Рис. 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПО БЕЗРАЗМЕРНОЙ ТОЛЩИНЕ ДВУХСЛОЙНОГО ПЛАСТА (z/Нпл) ДЛЯ ТРЕХ СЛУЧАЕВ g
z/Нпл - отношение расстояния от подошвы до контакта пород к обшей мощности двухслойного пласта; g= Кпр2/Кпр1: 1 - g = 0,9200/0,0078 = 118; 2- g = 0,2900/0,0078=
= 37; 3 - g = 0,920/0,290 = 3,2
Рис. 3. МОДЕЛЬ СРЕДНЕСТАТИСТИЧЕСКОГО ПОРОВОГО УЗЛА С ПОРОВЫМИ КАНАЛАМИ ПОРОД-К ОЛЛЕКТОРОВ РАЗЛИЧНЫХ КЛАССОВ (по А.А. Ханину) ПЛАСТОВ ЮК10 и ЮКП
Mdп - медианный диаметр пор, Mdк - медианный диаметр поровых каналов