К оглавлению

АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ПОДСОЛЕВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ ВИШАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ГИДРОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ

В.В. Муляк (ООО ЛУКОЙЛ-Коми), В.Д. Порошин (БелНИПИнефть)

Основная добыча нефти в Беларуси, как и во многих других нефтегазодобывающих регионах, ведется из “старых” месторождений, крупные залежи которых находятся на поздних стадиях разработки и отличаются высокой степенью обводненности добываемой продукции. Одна из наиболее сложных, но и наиболее важных проблем на данном этапе освоения нефтяных ресурсов связана с вовлечением в разработку остаточных запасов нефти. Данная проблема включает в себя множество геологических и технологических задач, наиболее важной из которых является уточнение локализации текущих запасов нефти в залежах. Для решения этой задачи используются различные методы, часть из которых основана на детальном анализе разработки этих залежей. Существенную помощь в выяснении особенностей разработки обводнившихся нефтяных залежей может оказать использование нефтепромысловых гидрохимических методов (Муляк В.В., 1986; Порошин В.Д., 1997). Продемонстрируем это на примере подсолевой залежи Вишанского нефтяного месторождения, по которой имеются массовые данные о химическом составе и плотности пластовых, закачиваемых и попутно добываемых с нефтью вод.

По поверхности подсолевых отложений Вишанская структура представляет собой пологую моноклиналь с северо-восточным падением пород, ограниченную с юга региональным крупноамплитудным Речицко-Вишанским разрывным нарушением, имеющим вогнутую к югу форму. Залежь нефти связана с трещинно-каверново-пористыми коллекторами - известняками сараевского, семилукского и воронежского горизонтов франского яруса. Залежь пластовая, тектонически экранированная.

В подсолевых отложениях Вишанской площади распространены высокоминерализованные (~365 г/л) хлоркальциевые рассолы, аналогичные по составу пластовым водам внутренних частей Припятского прогиба (табл. 1).

Залежь введена в промышленную разработку в конце 1971 г. Сформированная на первых этапах разработки система законтурного заводнения положительных результатов не дала. После первых лет разработки была установлена затрудненная связь залежи с законтурной зоной, в связи с чем была организована закачка пресных, а затем высокоминерализованных вод в два разрезающих ряда по линии скв. 36, 5, 26, 38 и 19, 34, 35, разбивающих залежь на восточный, центральный и западный участки. Массовые данные по составу и плотности попутно добываемых вод появились с 1973 г. С этого времени добываемая продукция обводнялась водой различной минерализации, при этом для большинства скважин характерно получение в начальный период обводнения высокоминерализованных рассолов. В дальнейшем отмечалось существенное снижение минерализации попутно добываемых вод (рис. 1), отражающее поступление к скважинам преимущественно закачиваемых пресных вод, обогащенных определенным количеством NaCl за счет растворения катагенетических галитовых выполнений, широко развитых в продуктивных пластах [1, 2]. Использование сведений о сроках начала закачки пресных вод в нагнетательные скважины и появление в добывающих скважинах вод пониженной минерализации позволили проследить основные направления фильтрационных потоков (рис. 2) и скорости передвижения флюидов (табл. 2). Результаты проведенных расчетов показывают, что скорости продвижения закачиваемых вод от внутриконтурных скважин в этот период составили 1,2-9,4 м/сут при среднем значении 3,76 м/сут.

Более наглядное представление о составе и плотности попутно добываемых вод можно получить при анализе карт плотностей попутно добываемых вод, построенных авторами статьи за декабрь каждого года. Так, карта плотностей попутно добываемых вод за декабрь 1973 г. указывает на значительный рост рассматриваемого параметра по мере удаления добывающих скважин от зон внутриконтурного нагнетания (рис. 3, А). Увеличение минерализации вод в данном случае связано в основном с прогрессирующим растворением катагенетического галита по мере их продвижения по еще непромытым фильтрационным каналам. Существенного влияния пластовых законтурных вод на процесс разработки залежи еще не отмечалось. Лишь в отдельных небольших участках (скв. 30, 44, возможно, 53) установлено поступление небольшого количества преимущественно пластовых вод. К декабрю 1974 г. области распространения пресных и слабоминерализованных вод значительно расширились (см. рис. 3, Б) и только участки, где расположены скв. 30, 44 и 50, непосредственно примыкающие к зоне водонефтяного контура, характеризуются повышенными плотностями попутно добываемых вод, отличающихся присутствием в них пластовых рассолов. Однако, несмотря на поступление в эти участки небольшого количества пластовых рассолов, видимой гидродинамической связи с законтурной зоной еще не отмечается.

Несколько иная картина наблюдается в распределении попутно добываемых вод различной плотности, установившейся к концу 1979 г. Для этого времени характерна некоторая хаотичность поведения изоденсит (изолинии равной плотности попутно добываемых вод) на гидрохимической карте. Связано это, во-первых, с увеличением минерализации закачиваемых вод до 150 г/л, а, во-вторых, установившимся влиянием законтурной зоны в районе расположения восточного разрезающего ряда нагнетательных скважин (см. рис. 3, В).

К началу 1983 г. гидродинамическая связь с залежью прослеживается на значительном участке водонефтяного контура, что совместно с организацией приконтурного заводнения несколько меняет гидрохимическую обстановку в залежи.

Начиная со второй половины 80-х гг., гидрохимическая картина в рассматриваемой залежи стабилизируется и приобретает характерные особенности, заключающиеся в том, что на большей ее части получают распространение воды, по химическому составу и плотности аналогичные закачиваемым (см. табл. 1). Только в небольших участках, примыкающих непосредственно к экранирующему разлому и в районе скв. 57, 92, 113, 114, отмечается несколько повышенная минерализация попутно добываемых вод, свидетельствующая о меньшей промытости здесь фильтрационных каналов от галита (см. рис. 3, Г).

В целом для подсолевой залежи нефти Вишанского месторождения характерна следующая картина. С начала разработки и до 1975 г. здесь идет вытеснение проникших в залежь пластовых рассолов закачиваемыми водами и лишь в районе скв. 44 отмечаются участки с повышенным содержанием пластовых рассолов (до 75 %) в попутно добываемых водах (рис. 4, А). На более поздних стадиях разработки залежи состав попутно добываемых вод формировался практически только за счет закачиваемых (см. рис. 4, 5), без заметного участия приконтурных рассолов. Расчет объемов пластовых вод, внедрившихся в залежь, полностью соответствует сделанному выводу (табл. 3). Эту картину подтверждает и схематическая карта по избыточному содержанию NaCl попутно добываемых вод, на которой четко видно, что наличие небольшого количества избыточного NaCl отмечается лишь в приразломной части залежи. Последнее свидетельствует и о хорошей промытости основных фильтрационных каналов. Это же следует и из результатов расчетов среднегодовой величины растворимости галита в попутно добываемых рассолах в процессе разработки залежи. Можно лишь отметить, что попутно добываемые воды месторождения практически на протяжении всего этапа разработки характеризуются высокой агрессивностью по отношению к NaCl и способностью растворять в среднем ~150 г галита в 1 л воды. Несмотря на это, близкие значения плотности и состава закачиваемых и попутно добываемых вод в пределах большей части залежи подтверждают вывод, что движение флюидов происходит по основным, хорошо промытым от катагенетического галита, фильтрационным каналам и практически не затрагивает пропластки и участки залежи с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Промытость основных фильтрационных каналов подтверждается также материалами по изучению направлений и скорости фильтрационных потоков в результате проведенных гидрохимических мониторинговых исследований в 1998 г.

Так, в январе 1998 г. в нагнетательную скв. 70, расположенную в восточной части залежи, стали закачивать пресную воду. Через несколько суток на это уже отреагировали скв. 53, 106, 107 и 201 (рис. 5, А), из которых получены попутно закачиваемые воды значительно более низкой минерализации, чем в конце 1997 г. (см. рис. 3, Г). Следует отметить, что в ряде скважин (15, 56, 105), расположенных на небольшом расстоянии южнее и юго-восточнее от нагнетательной скв. 70, плотность вод практически не изменилась. Очевидно, это свидетельствует о том, что основным направлением продвижения закачиваемых вод являлось юго-западное.

К марту 1998 г. область распространения попутно добываемых вод пониженной минерализации заняла практически всю центральную и восточную части залежи (см. рис. 5, б). Это было связано не только с продолжающейся закачкой пресных вод в скв. 70, но и с периодическим использованием для поддержания пластового давления аналогичных вод в скв. 60, 63 и 123.

Преимущественными направлениями движения подземных потоков при этом были западное (скв. 42) и юго-западное (скв. 53, 107, 201).

Прекращение закачки пресных вод в залежь и использование для поддержания пластового давления рассолов с плотностью 1,131 г/см³ уже в апреле 1998 г. привели к резкому изменению области распространения подземных вод пониженной плотности (см. рис. 5, В), а впоследствии и к практически полному ее исчезновению.

Отметим, что скорости фильтрационных потоков (несмотря на меньший перепад давления между зонами нагнетания и отбора) в 1998 г. оказались практически на порядок выше, чем на начальной стадии разработки (1972-1975 гг.), характеризовавшейся активной закачкой пресных вод в восточный разрезающий ряд скважин (5, 26, 38).

Приведенные материалы свидетельствуют о том, что внутриконтурное заводнение залежи пресными водами на начальном этапе ее разработки привело к быстрому формированию основных фильтрационных каналов, увеличению фильтрационно-емкостной неоднородности в залежи как по площади, так и по разрезу, резкому обводнению добываемой продукции и уменьшению охвата продуктивной части разреза выработкой.

В сложившихся условиях нефть вытеснялась преимущественно из высокопористых и проницаемых участков и пропластков залежи. В наибольшей степени это характерно для западной части залежи, где в результате закачки пресных вод в скв. 17, несмотря на небольшие отборы (скв. 48, 66, 67 и др.), отмечалось интенсивное обводнение добываемой продукции и большая часть продуктивных пластов оказалась неохваченной выработкой. Этот участок представляет несомненный интерес для доразработки. Более равномерное вытеснение нефти происходило в районе расположения скважин 7, 76, 77, 92 (см. рис. 2-4), и в его пределах до настоящего времени ведется добыча нефти. Близкая, хотя и менее выраженная картина, отмечена также в пределах узкой полосы, примыкающей в центральной части залежи к разрывному нарушению (скв. 3, 33, 47, 62, 64).

Проведенные расчеты показывают, что за весь период разработки из подсолевой залежи нефти с попутно добываемыми водами было вынесено около 612 тыс. м³ растворенного в продуктивных отложениях галита.

Согласно расчетам по состоянию на 01.01.2003 г., средневзвешенная величина избыточного NaCl в попутных водах за весь период их добычи составляет 64,95 г/л. Так как пластовые воды практически не могут растворять галит в связи с их предельной насыщенностью NaCl, он растворялся только в закачиваемых водах, доля которых в попутно добываемых водах составила 0,92. В этом случае в 1 л закачиваемых вод растворилось 70,6 г NaCl.

Из общего объема попутно добываемых вод (20232 тыс. м³) около 18533 тыс. м³ составляют закачиваемые воды. Суммарная закачка вод в рассматриваемую залежь равна 35723 тыс. м³, из которых 17190 тыс. м³ остались в продуктивных пластах. Последние по аналогии с попутно добываемыми водами могли растворить около 552 тыс. м³ галита (при полном их насыщении NaCl более 1000 тыс. м³). В процессе растворения такого количества галита, уменьшение объема за счет проявления процесса электрострикции составит 138-250 тыс. м³. В результате общее уменьшение объема с учетом растворившегося и вынесенного с попутными водами галита может достигать 750-860 тыс. м³, что необходимо учитывать при проведении балансовых расчетов.

В заключение следует отметить, что на примере массивной межсолевой залежи нефти Осташковичского месторождения (Порошин В.Д., 2003) и пластовой подсолевой залежи Вишанского месторождения, существенно различающихся по геологическому строению и применяемой системе поддержания пластового давления, показаны новые направления использования накопленных ранее массовых гидрохимических данных для уточнения истории разработки залежей с начала получения обводненной продукции и определения локализации остаточных запасов нефти.

Литература

1. Сахибгареев Р.С. Геохимические особенности выпадения галита на контакте нефть-вода на примере нефтяных месторождений Припятского прогиба // Докл. АН СССР. - 1974. - Т. 219, № 3.

2. Тюменцев В.Л. О природе засолонения межсолевых и подсолевых отложений Припятского прогиба // Докл. АН БССР. - 1977. - Т. XXI, № 10.

© В.В. Муляк, В.Д. Порошин. 2005

Abstract

The article is devoted to quite important and urgent subject - possibility of using data about density and composition of oil fields formation and associated waters to clarify their development peculiarities.

With reference to subsalt pool of Vishan oil field are demonstrated possibilities of using hydrochemical data for determining a character of water entering development wells, study of fluid flow direction and velocities in process of pool development, evaluation of a nature of injection water interaction with pay rocks etc. Not only information about chemical composition of water which quantity is relatively small, but mass data on densities of injection and associated waters are used.

Analysis of change in chemical composition of associated water by separate wells and by pool as a whole provides additional material for localization of remaining oil reserves in the pool as well as clarification of filtration flow rates in respect with continued development of a certain oil pool.

Таблица 1

Химический состав пластовых, закачиваемых и попутно добываемых вол подсолевой залежи Вишанского месторождения

Тип воды	Плотность, г/см^3	pH	Химический состав вод, мг/л								Минерализация, г/л	Примечание
			Cl	SO4	НСO3	Са	Мg	Na	К	Вr
Пластовый	1,253	5,26	228845	190	361	71828	9760	44838	7523	3698	365	Осредненный сбалансированный состав
Закачиваемый	1,130	6,40	117150	130	650	19040	3040	50860			190,9	Характерные примеры
Попутно добываемый	1,137	6,90	128578	132	330	23297	3189	50831			206,4

Таблица 2

Результаты расчета скоростей продвижении закачиваемых вод от внутриконтурных нагнетательных скважин в подсолевой залежи Вишанского нефтяного месторождения

Номер нагнетательной скважины	Номер добывающей скважины	Расстояние, м	Время, сут	Скорость, м/сут	Номер нагнетательной скважины	Номер добывающей скважины	Расстояние, м	Время, сут	Скорость, м/сут
17	74	3575	1442	2.48	5	59	2725	570	4,78
	68	2350	526	4,47		60	2825	631	4,48
	66	1650	210	7,86		61	3100	510	6,08
	94	3500	1051	3,33		63	1925	420	4,58
	76	3800	1473	2,58		10	2425	450	5,39
	92	3900	883	4,74		50	1125	391	2,88
	69	2700	504	5,36		54	1125	180	6,25
	48	1125	229	9,4	26	51	1250	210	5,95
	67	1975	210	1,24		52	1875	450	4,17
	57	2125	1714	1,34		9	1625	210	7,7
34	77	2375	1772	1,2		80	2025	869	2,33
	41	1300	108	3,68		70	2050	962	2,13
	42	1100	299	2,95		71	1950	720	2,71
	62	2475	839	1,99		72	1925	690	2,79
	44	1075	601	1,79		15	3075	603	5,12
	46	1375	781	1,76		55	1100	390	2,82
35	33	1325	421	3,15	38	64	2500	630	3,97
	3	625	419	1,49		53	1125	391	2,88
	47	1350	421	3,21		39	575	718	3,83

Таблица 3Результаты расчета объемов пластовых вод, внедрившихся в подсолевые залежи нефтиВишанского месторождения

Годы	Q попутно добываемых вод, тыс. м^3	Доля пластовой воды	Q извлечения пластовой воды, тыс. м^3	Q нефти, тыс. т	Q внедрения воды, тыс. м^3	Q остаточной пластовой воды, тыс. м^3
1970	0,00	0,19	0,00	187,30	284,45	54,05
1971	0,00	0,19	0,00	468,90	712,11	135,30
1972	5,18	0,19	0,98	480,00	728,97	138,50
1973	78,99	0,26	20,54	1146,40	1741,03	452,67
1974	519,89	0,32	166,36	1502,50	2281,83	730,19
1975	1004,49	0,27	271,21	915,35	1390,13	375,34
1976	956,88	0,18	172,24	810,30	1230,60	221,51
1977	1075,23	0,16	172,04	595,50	904,38	144,70
1978	1220,05	0,16	195,21	444,00	674,30	107,89
1979	967,36	0,13	125,76	329,33	500,15	65,02
1980	851,56	0,08	68,12	258,10	391,97	31,36
1981	772,30	0,06	46,34	255,70	388,33	23,30
1982	843,83	0,05	42,19	236,10	358,56	17,93
1983	817,98	0,06	49,08	202,20	307,08	18,42
1984	826,01	0,05	41,30	182,30	276,86	13,84
1985	676,68	0,05	33,83	160,40	243,60	12,18
1986	775,22	0,03	23,26	172,80	262,43	7,87
1987	852,42	0,02	17,05	148,70	225,83	4,52
1988	785,55	0,02	15,71	129,90	197,28	3,95
1989	824,37	0,03	24,73	132,00	200,47	6,01
1990	760,41	0,02	15,21	129,20	196,21	3,92
1991	873,60	0,02	17,47	123,40	187,41	3,75
1992	613,51	0,02	12,27	124,20	188,62	3,77
1993	618,46	0,02	12,37	111,59	169,47	3,39
1994	601,68	0,03	18,05	95,50	145,04	4,35
1995	572,41	0,03	17,17	94,40	143,36	4,30
1996	450,16	0,04	18,01	79,07	120,08	4,80
1997	334,19	0,04	13,37	66,77	101,40	4,06
1998	308,02	0,04	12,32	53,59	81,38	3,26
1999	331,83	0,04	13,27	62,20	94,47	3,78
2000	323,63	0,07	22,65	54,30	82,46	5,77
2001	304,96	0,07	21,35	48,60	73,81	5,17
2002	284,78	0,07	19,93	50,41	76,56	5,36
Сумма	20231,62		1699,40	9851,01	14960,65	2620,22

Q= Q извлечения пластовой воды + Q остаточной пластовой воды = 1699,40 + 2620,22 = 4319,62 тыс. м³

Рис. 1. ИЗМЕНЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД скв. 44 (А), 57 (Б) и 92 (В) ВИШАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ (1972-1978 гг.) ДЛЯ ПОДСОЛЕВОЙ ЗАЛЕЖИ ВИШАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯСкважина: 1 - нагнетательная (числитель - номер, знаменатель - месяц и год начала закачки вод, радиус круга отражает объемы закачиваемых вол, усл. ед.), ,2-добывающая (числитель - номер, знаменатель - месяц и год начала снижения плотности попутно добываемых вод); 3- начальное местоположение водонефтяного контура; 4 - тектонические нарушения; 5- направления фильтрационных потоков

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКИЕ КАРТЫ УСРЕДНЕННЫХ ПЛОТНОСТЕЙ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД ЗА ДЕКАБРЬ 1973 г. (А), ДЕКАБРЬ 1974 г. (Б), ДЕКАБРЬ 1979 г. (В) И НОЯБРЬ 1997 г. (Г) ДЛЯ ПОДСОЛЕВОЙ ЗАЛЕЖИ ВИШАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - скважина (числитель - номер, знаменатель - усредненная величина плотности попутно добываемых вод, г/см³; 2- изолинии равных значений плотности попутно добываемых вод. г/см³; остальные усл. обозначения см. на рис. 2

Рис. 4. СХЕМАТИЧЕСКИЕ КАРТЫ ДОЛЕВОГО УЧАСТИЯ ЗАКАЧИВАЕМЫХ ВОД В ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ РАССОЛАХ: 1972-1975 гг. (А). 1975-1998 гг. (Б) ДЛЯ ПОДСОЛЕВОЙ ЗАЛЕЖИ ВИШАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Уcл. обозначения см. на рис. 2

Рис. 5. СХЕМАТИЧЕСКИЕ КАРТЫ УСРЕДНЕННЫХ ПЛОТНОСТЕЙ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД ЗА ЯНВАРЬ 1998 г. (А), МАРТ 1998 Г. (Б), АПРЕЛЬ 1998 Г. (В) ДЛЯ ПОДСОЛЕВОЙ ЗАЛЕЖИ ВИШАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯУсл. обозначения см. на рис. 2, 3