К оглавлению

АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕЖСОЛЕВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ ОСТАШКОВИЧСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ГИДРОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ

В.Д. Порошин (БелНИПИнефть)

При рассмотрении истории и состояния разработки нефтяных залежей гидрохимические сведения обычно используются весьма ограниченно. Вместе с этим наличие массовых данных о химическом составе и плотности пластовых, закачиваемых и попутных вод белорусских месторождений, а также наработанные в последние годы методические подходы к обработке и интерпретации этих фактических материалов свидетельствуют о необходимости более широкого их использования при решении многих оперативных и ретроспективных нефтепромысловых задач. Отметим, что гидрохимические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений в Республике Беларусь [1, 4, 5] коренным образом отличаются от предложенных ранее для других регионов (Сухарев Г.М., 1956; Мехтиев Ш.Ф., Ахундов А.Р., Ворошилов Е.А., 1975; Никаноров А.М., 1977; Карцев А.А., Никаноров А.М., 1983; Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П., 1983) и, как показали промысловые исследования, являются более эффективными при их использовании на практике. С помощью этих методов мы попытались уточнить существующие представления об истории разработки самой крупной в Республике Беларусь межсолевой залежи Осташковичского месторождения, оценить возможности и целесообразность использования массовых гидрохимических данных (Только по рассматриваемой залежи нефти имеется около 450 анализов химического состава пластовых, закачиваемых и попутных вод и более 100 тыс. данных об их плотности.) для выяснения положительного и отрицательного нефтепромыслового опыта, чтобы использовать его для принятия верных управленческих и технологических решений.

По поверхности межсолевых отложений Осташковичская структура представлена полуантиклинальной складкой, ограниченной с юга зоной отсутствия межсолевых пород. Залежь нефти приурочена к отложениям задонского и елецкого горизонтов фаменского яруса верхнего девона и связана с биогермной постройкой, образованной органогенно-водорослевыми известняками, подвергшимися вторичной доломитизации. Залежь массивная, сводовая, стратиграфически ограниченная. Пластовые воды представлены высокоминерализованными (> 350 г/л) рассолами хлор-кальциевого типа.

Разработка межсолевой залежи нефти Осташковичского месторождения началась в 1967 г. в естественном режиме. С этого времени в залежи отмечалось резкое падение пластового давления, что свидетельствует о практическом отсутствии влияния законтурных и подошвенных вод на процесс вытеснения нефти. Для поддержания пластового давления в залежи закачивалась пресная вода под ВНК в целый ряд законтурных и при- контурных скважин. В 1969 -1972 гг. в пласты было закачано соответственно 4158; 1599; 3142 и 4052 тыс. м3 воды. Небольшие объемы воды (164730 м³) были закачаны в 1969 -1970 гг. во внутриконтурную скв. 13. Несмотря на принятые меры, давление в залежи продолжало падать. Проведенными исследованиями установлено, что отмечаемое явление было связано с тем, что в зоне ВНК присутствует ка- тагенетический галит, который выполняет основную часть пор, трещин и каверн. Он тесно ассоциирует с окисленной нефтью, образуя практически непроницаемый слой. Толщина зоны кольматации галитом пустотного пространства варьирует от 4-6 до 30 м в зависимости от толщины переходной зоны от нефти к воде [2, 3].

Впервые попутно добываемые с нефтью воды из межсолевой залежи Осташковичского месторождения получены в скв. 2 и 13 в 1970 г. Перед появлением этих вод и в начальный период обводнения добываемой продукции в скв. 2 наблюдались повышение плотности нефти (с 0,86 до 0,91 г/см³) и резкое увеличение содержания в них хлоридных солей, что свидетельствует о поступлении в скважину нефти и попутных вод с зоны ВНК [1]. Единственный анализ химического состава попутных вод, полученных в 1970 г. в скв. 13, указывает на преобладание в ней пластовых рассолов, что подтверждается данными о плотности попутно добываемых вод из скв. 2 и 13. Можно предположить, что закачка в скв. 13 пресной воды, осуществлявшаяся в 1969 - начале 1970 гг. непосредственно в переходную зону, привела к размыву галитового экрана на ВНК, образованию вблизи этой скважины своеобразного “окна” и проникновению подошвенных пластовых рассолов в залежь. Об этом свидетельствует тот факт, что район расположения скв. 2 и 13 до последнего времени отличается добычей попутных вод высокой минерализации (> 300 г/л), характеризующихся преобладанием в их составе пластовых рассолов.

В связи с падением пластового давления в ноябре 1972 г. под закачку была освоена внутри контурная нагнетательная скв. 58, а в сентябре 1973 г. - скв. 101. В 1972 г. в нагнетательную скв. 58 закачано только 23,8 тыс. м³ воды. В два последующих года объемы закачки вод непосредственно в залежь (скв. 58 и 101) составили 511,8 и 852,0 тыс. м³, при этом начался рост пластового давления. Безусловно, при отмечавшихся в это время высоких темпах отбора нефти подъем пластового давления не мог быть обеспечен относительно небольшими объемами внутриконтурной закачки вод, что указывает на поступление в залежь подошвенных высокоминерализованных рассолов.

Наращивание объемов закачки через внутриконтурные скважины в дальнейшем осуществлялось преимущественно за счет освоенных под нагнетание скв. 50 (октябрь 1975 г.) и 31 (март 1976 г.). При этом если в 1975 г. непосредственно в залежь было закачано около 1 млн м³ пресных вод, то в 1976-1978 гг. закачивалось почти по 2,5 млн м³, что совместно с установившимся к этому времени влиянием законтурной области привело к подъему пластового давления практически до 30 МПа.

Характер распространения закачиваемых вод в залежи достаточно полно отражает построенные нами ежемесячные карты осредненных плотностей попутно добываемых вод. Кроме того, эти карты позволили установить очень интересную закономерность: если в начальный период закачки пресных вод во внутриконтурные скважины вокруг них отмечается закономерное снижение плотностей попутных вод (рис. 1) и увеличение доли закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах, то на более поздних этапах разработки, несмотря на возросшие объемы закачки вод непосредственно в залежь, эти участки отличаются поступлением более высокоминерализованных (рис. 2), преимущественно пластовых, рассолов. Отмеченная закономерность может указывать на то, что внутриконтурная закачка пресных и слабоминерализованных вод привела к разрушению практически непроницаемого экрана на ВНК в пределах районов нагнетания и соответственно к формированию целых зон, через которые в залежь внедряются пластовые рассолы высокой минерализации. Более того, следует полагать, что эти зоны (с некоторыми изменениями) сохранились до настоящего времени (рис. 3). Сделанные выводы подтверждаются также результатами расчета объемов катагенетического галита, растворенного в продуктивных пластах и вынесенного с попутными водами (Расчеты выполнены по разработанным автором методикам и составленным В.П. Хайнаком компьютерным программам KANAL и EXPRESS [1].). Обработка результатов таких расчетов указывает на то, что скважинами, расположенными в непосредственной близости от участков внутриконтурного нагнетания пресных и маломинерализованных вод, вынесены повышенные количества растворенного в продуктивных пластах галита. К тому же перед началом обводнения продукции и на первых этапах обводнения для многих скважин характерно резкое повышение плотности добываемых нефтей, что свидетельствует об их поступлении из зоны ВНК.

Детальный анализ сведений о химическом составе попутных вод и

массовых данных по их плотности позволил установить, что большая часть добывающих скважин отреагировала на внутриконтурную закачку пресных вод непосредственно в залежь не только повышением обводненности добываемой продукции, но и существенным снижением плотности попутных вод (рис. 4).

Отметим закономерное запаздывание сроков начала опреснения попутных вод и времени поступления попутных вод с наиболее низкими плотностями по мере удаления добывающих скважин от нагнетательных.

Имеющиеся гидрохимические данные позволили установить направления (рис. 5) и скорости передвижения фильтрационных потоков в этот период в пределах залежи. Очевидно, что если сведения по началу закономерного снижения плотности попутных вод позволяют рассчитывать скорости передвижения флюидов в пластах по наиболее крупным трещинам и кавернам, то данные по времени появления вод с наиболее низкой плотностью можно использовать для расчета скорости передвижения к добывающим скважинам основной массы закачиваемых вод по всем видам пустотного пространства.

Статистическая обработка результатов проведенных расчетов свидетельствует о том, что скорости продвижения флюидов по кавернам и трещинам варьировали от 0,39 до 5,72 м/сут, а по всем фильтрационным каналам от 0,27 до 2,21 м/сут при средних значениях 1,74 и 0,92 м/сут соответственно (табл. 1).

Отметим еще одну особенность. Гидрохимические исследования указывают на то, что на внутриконтурное заводнение достаточно четко отреагировала большая часть скважин южной и центральной частей залежи, в пределах же северной части залежи (находящейся севернее малоамплитудного субширотного нарушения) ни в одной скважине этого не отмечено (см. рис. 5). Последнее, с одной стороны, может служить подтверждением наличия данного нарушения, а с другой - свидетельствует о том, что этот разлом в рассматриваемый период обладал достаточными экранирующими свойствами, что обусловило существенное различие процессов разработки рассмотренных частей межсолевой залежи Осташковичского месторождения.

Следует отметить, что с 1974 по 1978 г. параллельно с увеличением объемов закачиваемых во внутриконтурные скважины вод возрастали обводненность добываемой продукции (в среднем до 87 %) и количество попутной воды (до 4339 тыс. м³ в год). Последовавшие за этим сокращение и полное прекращение закачки вод непосредственно в залежь способствовали стабилизации обводненности продукции и сокращению объемов попутно добываемых вод. Частичное разрушение на ВНК гидродинамического экрана и прекращение внутриконтурной закачки привели к тому, что залежь начала разрабатываться более равномерно, при этом попутно добываемая вода в целом по залежи формировалась из закачиваемых и пластовых вод, смешанных в разных пропорциях.

Отметим, что еще несколько лет после прекращения внутриконтурной закачки вод в больших объемах пластовое давление в залежи продолжало возрастать (до 1980-1981 гг.) и на гидрохимическую обстановку в залежи значительное влияние оказывала закачанная непосредственно в залежь вода. В дальнейшем гидрохимическая обстановка в залежи стабилизировалась и на много лет приобрела определенный характер, который заключался в том, что в пределах участков сформировавшихся гидродинамических “окон" в залежь поступали преимущественно пластовые воды. По периферии залежи, а также в ее западной части состав попутных вод определялся составом закачиваемых вод, смешанных с 20-40 % поступающих из-под контакта пластовых рассолов (рис. 6). При этом снижение пластового давления в залежи, как правило, приводило к подтягиванию через образовавшиеся “окна” пластовых рассолов, повышению плотности попутных вод и прогрессирующему росту осложнений, связанных с выпадением галита в стволах добывающих скважин и на оборудовании. Наиболее резкое увеличение плотности попутных вод отмечалось в те годы, когда пластовое давление в залежи снижалось до 28 МПа [1].

В июне 1990 г. в нагнетательные была переведена добывающая скв. 68, что привело к опреснению попутных вод, прежде всего в рядом расположенных скв. 64; 78 и 80 (рис. 7). При этом если в скв. 78 попутная вода начала опресняться примерно через год, то в скв. 64 закачиваемая вода появилась лишь 4 года спустя. Скорость продвижения флюидов в первом случае составила 0,85, а во втором - 0,39 м/сут (см. табл. 1).

Из восстановленной путем бурения второго ствола скв. 30, расположенной недалеко от рассматриваемого района, вначале добывалась обводненная продукция с плотностью вод 1,195 г/см³ (октябрь 2001 г.), которая снизилась до 1,09 г/см³ (в ноябре того же года).

Прогрессирующее обводнение продукции добывающих скважин, расположенных в рассматриваемом районе, привело к необходимости прекращения закачки вод в скв. 68 (в ноябре 2001 г.), однако до настоящего времени здесь продолжают добывать попутные воды пониженнойплотности (см. рис. 3). Внутриконтурная закачка вод в скв. 68 привела к ликвидации располагавшегося здесь участка повышенных плотностей вод, но практически не оказала сколь-нибудь существенного влияния на более удаленные скважины.

Результаты проведенных исследований свидетельствуют о том, что химический состав попутных вод межсолевой залежи Осташковичского месторождения формировался не только за счет смешения закачиваемых и пластовых вод, но и за счет растворения катагенетических галитовых выполнений трещин, пор и каверн, широко развитых как в переходной зоне (ВНК), так и в продуктивной части разреза [4, 5].

При этом каждый литр попутной воды обогащался в среднем 50 г хлористого натрия за счет растворения вторичного галита. Объемы растворенного и вынесенного попутными водами галита зависят от многих причин: объема добываемых попутных вод, долевого участия закачиваемых вод в попутных, направлений фильтрационных потоков, особенностей разработки залежи и ее геологического строения и т.д. Наибольшие объемы растворенного галита вынесены попутными водами скв. 55 и составляют 107,7 тыс. м³. В различные годы из залежи с попутными водами выносились различные (до 111 тыс. м³ в год) объемы галита (табл. 2). Наибольшее его количество вынесено в 1976-1982 гг. Начиная с 1992 г. объем вынесенного из залежи галита стабилизировался на уровне около 20 тыс. м³/год. В целом же за время разработки из залежи вынесено 1 млн 229 тыс. м³ галита [1]. Кроме того, в закачиваемой воде, оставшейся в залежи, растворилось от 2,9 до 6,7 млн м³ галитовых выполнений. В результате этого сформировалась новая система фильтрационных каналов, оказавшая существенное влияние на направление и скорости передвижения фильтрационных потоков. Изменение пористости в продуктивной части залежи оказывается значительным и достигает 5 % относительной и 0,5 % абсолютной пористости, что в несколько раз превышает трещинную емкость. Если учесть, что катагенетический галит в первую очередь должен был раствориться на основных путях фильтрации закачиваемых вод, связанных в большей мере с трещинами и кавернами, то становится ясной огромная роль этого процесса в увеличении проницаемости пластов, неоднородности продуктивных пород-коллекторов и снижении охвата залежи выработкой.

Если рассматривать вопрос о балансовых объемных изменениях в залежи, то следует отметить две основные составляющие этих изменений: объем вынесенного галита и влияние процессов электрострикции [1]. Выше отмечено, что с попутными водами из залежи вынесено 1229 тыс. м³ галита.

Объемные изменения за счет электрострикции оцениваются менее уверенно и составляют 718-1676 тыс. м³. Таким образом, объемные изменения в залежи составляют 1,9-2,9 млн м³, что следует учитывать при проведении различных расчетов методом материального баланса.

Таким образом, на примере межсолевой залежи Осташковичского месторождения впервые показаны новые направления использования гидрохимических данных, которые должны более широко использоваться не только для оперативного контроля за разработкой нефтяных месторождений, но и для уточнения истории разработки залежей с начала получения обводненной продукции.

Литература

1. Гидрохимические методы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых нефтяных залежей (на примере месторождений Беларуси). Части I-V / В.Д. Порошин, В.П. Хайнак, А.Г. Морозов, А.Э. Сенкевич // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2002. - № 3, 4, 5.

2. Гурьянов Г.Н., Сахибгареев Р.С. Новообразования галита на контакте нефть - вода задонской залежи Осташковичского месторождения // Докл. АН БССР. - 1976. - Т. 20, № 2 - С 158-160.

3. Махнач А.А. Постседиментационные изменения межсолевых девонских отложений Припятского прогиба. - Минск: Наука и техника, 1980.

4. Порошин В.Д. Изменение емкостных и фильтрационных свойств пород-коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений Беларуси // Геология нефти и газа. - 1996. - № 9. -C. 43-48.

5. Порошин В.Д. Ионно-солевой состав вод эвапоритсодержащих осадочных бассейнов в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений // Автореф. дис... д-ра геол.-минер. наук. - М., 1997. - 44 с.

© В.Д. Порошин, 2003

Abstract

Using as ап example of intersalt oil occurrence of Ostashkovichskoye field it is shown a possibility of using new methods of treatment and interpretation of hydrochemical data in course of analysis of its development. It is shown that these methods should be more widely used for retrospective investigations and effective controlling of watercut oil fields development and clarification of a character of field development since obtaining the first watercut production.

Таблица 1

Результаты расчета скорости продвижении закачиваемых вод от внутриконтурных нагнетательных скважин в межсолевой залежи Осташковичского нефтиного месторождении

Номер нагнетательной скважины	Номер добывающей скважины	Расстояние, м	Время,* сут	Скорость, м/сут	Время,** сут	Скорость, м/сут
31	106	425	91	4,67	334	1,27
50	33	700	882	0,79	974	0,72
	65	675	244	2,77	305	2,21
	75	375	91	4.12	183	2,05
58	8	1400	1217	1,15	2403	0,58
	11	970	1581	0,61	-	-
	22	925	1125	0,82	1159	0,43
	54	500	487	1,03	-	-
	60	750	425	1,76	913	0,82
	61	1300	700	1,86	1217	1,07
	68	1375	730	1,88	1247	1,10
	78	1125	880	1,28	1734	0,65
	80	875	153	5,72	934	0,94
	96	500	365	1,40	882	0,57
	99	1550	1125	1,38	-	-
	148	1125	1765	0.63	2159	0,52
68	64	575	1460	0,39	-
	78	310	365	0,85	-	-
	80	500	1095	0.46	-	-
101	13	550	132	4,12	578	0,95
	30	1150	517	2,27	699	1,65
	52	550	305	1,8	2008	0,27
	55	450	365	1,23	517	0,87
	64	1625	852	1,91	1400	1,16
	66	700	305	0,98	791	0,38
	70	400	305	1,31	738	0,54
	86	800	517	1,55	699	1,14
	90	1250	1277	0,98	1399	0,89
	102	550	305	1,8	882	0,62
	147	1225	1429	0,86	1490	0,82
	150	1075	1308	0,82	1460	0,74

*До начала снижения плотности попутых вод.

**До появления попутных вод с наиболее низкими плотностями.

Таблица 2

Результаты расчета объема галита, вынесенного с попутными водами, в межсолевой залежи Осташковичского нефтяного месторождении

Год	Объем попутной воды, тыс. м^3	Избыточный галит, г/л	Объем вынесенного галита, м^3
1970	0,000	0,000	0,000
1971	0,048	-78,342	-1,749
1972	69,320	44,000	1418,609
1973	94,188	30,603	1340,696
1974	562,804	27,931	7311,556
1975	1681,911	30,799	24092,690
1976	4008,902	46,552	86800,373
1977	4329,225	54,988	110722,414
1978	4338,973	53,195	107356,332
1979	3282,554	54,412	83075,786
1980	3364,973	61,391	96084,353
1981	2800,360	56,715	73870,595
1982	2399,935	52,591	58704,717
1983	1645,327	65,693	50273,216
1984	1489,831	61,746	42786,162
1985	1472,619	46,750	32020,123
1986	1526,260	68,824	48856,841
1987	1326,416	85,576	52795,295
1988	1293,431	76,005	45723,944
1989	1446,518	45,346	30508,039
1990	1199,477	51,656	28818,096
1991	1253,202	41,577	24234,300
1992	1082,404	44,163	22236,418
1993	1112,807	40,893	21165,048
1994	1105,297	46,431	23869,907
1995	1036,502	49,579	23901,434
1996	966,695	52,843	23759,873
1997	906,535	61,251	25826,516
1998	843,259	39,379	15445,462
1999	773,759	58,205	20947,097
2000	972,270	47,380	21426,146
2001	1159,356	43,406	23406,817

Примечание. Минус - выпадение галита в стволах добывающих скважин и на оборудовании.

Рис. 1. КАРТА ОСРЕДНЕННЫХ ПЛОТНОСТЕЙ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД ЗА ДЕКАБРЬ 1974 г.

Скважина (числитель - номер, знаменатель - осреднённая величина плотности попутных вод, г/см³): 1 - добывающая, 2- нагнетательная; 3- начальное местоположение ВНК; 4 - изолинии равных значений плотностей попутных вол; 5-северная гpaница зоны отсутствия межсолевых отложений; 6 - малоамплитудное разрывное нарушение

Рис. 2. КАРТА ОСРЕДНЕННЫХ ПЛОТНОСТЕЙ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД ЗА ДЕКАБРЬ 1997 г.

Усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. КАРТА ОСРЕДНЕННЫХ ПЛОТНОСТЕЙ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД ЗА ЯНВАРЬ 2002 г.

1 - скважины, использовавшиеся в 1969-1979 гг. для внутриконтурной закачки вод. Радиус круга отражает объемы закачиваемых вод, усл. ед. Остальные уел. обозначения см. на рис. 1

Рис. 4. ИЗМЕНЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПОПУТНЫХ ВОД ПО СКВАЖИНАМ ОСТАШКОВИЧСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Рис. 5. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ ОТ ВНУТРИКОНТУРНЫХ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН (1972-1978 гг.)

Скважина: 1 - нагнетательная (числитель - номер, знаменатель - месяц и год начала закачки вод), 2 - добывающая (числитель - номер, знаменатель - месяц и год начала снижения плотности попутных вод); 3-скважины, в которых по различным причинам начало времени снижения плотности попутных вод однозначно не установлено; 4 - направления фильтрационных потоков. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 6. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ДОЛЕВОГО УЧАСТИЯ ЗАКАЧИВАЕМЫХ ВОД В ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ РАССОЛАХ

Усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 7. ИЗМЕНЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПОПУТНЫХ ВОД В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОСЕАШКОВИЧСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(июнь 1990 г. - время перевода скв. 68 под нагнетание)