МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ОСНОВЕ КАПИЛЛЯРНО- ГРАВИТАЦИОННОЙ КОНЦЕПЦИИ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ
advertisement
На правах рукописи БОЛЬШАКОВА Евгения Юльевна МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ОСНОВЕ КАПИЛЛЯРНОГРАВИТАЦИОННОЙ КОНЦЕПЦИИ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ (на примере месторождений Западной Сибири) Специальность 25.00.12. Геология, поиски и разведка горючих ископаемых АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геологоминералогических наук Тюмень 2006 Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете, в ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» Научный руководитель: доктор геологоминералогических наук, профессор А.А. Дорошенко Официальные оппоненты: доктор геологоминералогических наук, профессор Г.П. Мясникова кандидат геологоминералогических наук А.М. Никашкин Ведущее предприятие: ЗАО «Недра-Консалт» Защита состоится 30 июня 2006 года в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.05 в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 56. С диссертацией можно ознакомиться в государственного нефтегазового университета. библиотеке Тюменского Автореферат разослан 22 мая 2006 г. Отзывы, заверенные печатью учереждения, в одном экземпляре просим направлять по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, Тюменский государственный нефтегазовый университет. Факс: (3452) 46-30-10. Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук, профессор А.А. Дорошенко 3 ВВЕДЕНИЕ Актуальность защищаемой работы. В последние годы поисковоразведочные и промысловые объекты, с которыми приходится иметь дело геологам и разработчикам, всё более усложняются. На основе общепринятого традиционного комплекса аспектов изучения месторождений нефти и газа и существующего набора измеряемых параметров не всегда удаётся понять природу и строение месторождения. В связи с этим появилось понятие «сложнопостроенное месторождение». Для решения этой проблемы необходимо расширить комплекс изучаемых аспектов и измеряемых параметров, которые позволят раскрыть природу сложнопостроенных месторождений. Большинство современных нефтяных и газовых залежей, в отличие от прежних объектов, приурочены к относительно мелкопоровым коллекторам, где существенная роль в распределении воды, нефти и газа принадлежит различным капиллярным явлениям. Объяснить строение некоторых сложнопостроенных залежей нефти и газа с позиции антиклинально-гравитационной теории нефтегазонакопления не всегда представляется возможным. Поэтому, изучение капиллярных характеристик пласта, в дополнение к изучению традиционных параметров, является актуальным. Цель работы - повышение эффективности разведки и разработки нефтяных и газовых залежей в юрских и неокомских отложениях Западной Сибири. Основные задачи исследований: 1. Составление капиллярных и капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти и газа. 2. Прогнозирование контуров нефтегазоносности сложнопостроенных залежей нефти и газа. 3. Расчет капиллярного поднятия воды в нефтяной залежи, определение мощности водонефтяных и чистонефтяных толщ и их картирование. 4. Определение точек избирательного размещения нагнетательных скважин. Научная новизна работы: 1. Разработана новая методика построения моделей нефтяных и газовых залежей на основе изучения капиллярных характеристик продуктивных пластов, которая позволяет объяснить природу их сложного строения и произвести прогноз положения контуров нефтегазоносности, выделить по 4 высоте залежи чистонефтяные и переходные водонефтяные толщи, а также дать рекомендации по размещению нагнетательных скважин в зависимости от величины капиллярных давлений в гидрофильных и гидрофобных породах-коллекторах. 2. Впервые составлены капиллярные модели нефтяных и газовых залежей пласта БТ17 Русско-Реченского, пласта БУ9 Песцового и др. месторождений, позволившие произвести прогноз контуров нефтегазоносности и обосновать пространственное положение их наклонных водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов. 3. Впервые на основе изучения капиллярных свойств продуктивного пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения выявлены закономерности распределения по вертикали чистонефтяной и водонефтяной толщ, что позволяет оптимизировать размещение добывающих скважин. Даны рекомендации по размещению нагнетательных скважин в зависимости от величины капиллярных давлений. Практическая ценность работы. Результаты работы могут быть использованы при разведке и разработке нефтяных и газовых залежей и, в особенности, тех, которые характеризуются сложным геологическим строением и содержат трудноизвлекаемые запасы нефти. Составленные капиллярно-гравитационные модели залежей позволяют оптимизировать систему ППД и повысить конечную нефтеотдачу за счет сокращения объемов нефти, остающихся за фронтом вытеснения, а также сократить объемы нагнетаемой в пласт непроизводительной воды. Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были многократно доложены на конференциях студентов и молодых ученых: на конкурсах студенческих научных работ, посвященных памяти профессора В.И. Муравленко, Тюмень, в декабре 1999г, 2000г, 2001г.; на 54-й межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ 2000», Москва, апрель 2000 г.; на 56-й межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ 2002», Москва, апрель 2002 г.; на второй всероссийской научной конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень, 2002 г.; на межвузовской студенческой научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», Тюмень, 2002 г.; на региональном конкурсе студенческих научных работ, Тюмень, декабрь 2002 г., где работа получила 5 первую премию; на всероссийской конференции-конкурсе молодых ученых минерально-сырьевого комплекса России, Санкт-Петербург, апрель 2003 г., где работа была отмечена золотой медалью Министерства образования РФ; на научно-практической конференции «Нефтегазоносность и оптимальные методологические решения поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в пределах Западно-Сибирской плиты», Тюмень, сентябрь 2003 г.; на всероссийской конференции “Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна”, Тюмень, февраль 2004 г.; на научнопрактической конференции молодых специалистов ЗАО “Тюменский Нефтяной Научный Центр”, апрель 2004 г.; на научно-практической конференции молодых специалистов Западно-Сибирского региона, г. Нижневартовск, апрель 2004 г.; на Российско-Европейском семинаре «Устойчивое развитие нефтегазовой промышленности», Тюмень, 2004 г.; на конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области», Тюмень, сентябрь 2005 г.; на международной конференции «Нефть и газ Западной Сибири», Тюмень, октябрь 2005 г. На защиту выносятся: 1. Капиллярно-гравитационные модели залежей нефти и газа пласта БТ17 Русско-Реченского, пласта БУ9 Песцового, ЮС2 Омбинского месторождений, на основе которых произведен прогноз контуров нефтегазоносности и обосновано пространственное положение их наклонных водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов. 2. Схема строения залежи нефти пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения и порядок размещения нагнетательных скважин для её эффективной разработки. 3. Рекомендации по разработке залежи нефти в пласте ЮС2 ВосточноСургутского месторождения. Защищаемые положения: 1. Капиллярные модели нефтяных и газовых залежей пласта БТ17 РусскоРеченского, пласта БУ9 Песцового месторождений, позволившие произвести прогноз контуров нефтегазоносности и обосновать пространственное положение их наклонных водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов. 6 2. На основе изучения капиллярных свойств продуктивного пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения произведена оценка геолого-промысловых характеристик залежи, выделены по вертикали чистонефтяная и водонефтяная толщи, составлены карты толщин этих зон, даны рекомендации по размещению нагнетательных скважин. 3. Предложено при разработке залежей нефти методом заводнения в гидрофильных породах-коллекторах нагнетательные скважины размещать избирательно на участках продуктивного пласта, охарактеризованных сравнительно низкими значениями капиллярных давлений. Структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 200 страницах, включающих 39 рисунков и 15 таблиц. Список литературы насчитывает 62 наименования. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ В первой главе рассмотрены теоретические основы составления капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти и газа с целью повышения эффективности их разведки и разработки. Известно, что природные нефтегазоносные резервуары представляют собой поровые многофазные гетерогенные системы с изменчивыми во времени и пространстве свойствами. Поэтому становится очевидным, что важная роль в распределении воды, нефти и газа в природных резервуарах принадлежит различным капиллярным силам, действующим в самых разнообразных геологических условиях. В нефтегазовой геологии, как известно, господствующей является антиклинально-гравитационная концепция нефтегазонакопления. Она явилась базой для возникновения и развития мировой нефтегазодобывающей промышленности. На ее основе составляли и составляют планы поисково-разведочных работ, строят модели нефтяных и газовых залежей с целью подсчета запасов, разведки и разработки нефтегазоносных промысловых объектов. Тем не менее, следует отметить, что антиклинально-гравитационная концепция, наиболее правдоподобно отражает условия нефтегазонакопления и распределение воды и нефти в ловушках с высокими геолого-физическими характеристиками. В наше время на долю 7 геологов-промысловиков остались в основном месторождения, не обладающие такими свойствами. Как правило, распределение воды, нефти и газа в продуктивных пластах таких месторождений имеет существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции. Эти наблюдаемые отклонения обусловлены тем, что антиклинальная концепция не учитывает действие капиллярных сил, участвующих как в процессе нефтегазонакопления, так и при вытеснении нефти из пласта, и ограничивается его морфометрическими характеристиками. Капиллярные давления, как известно, представляют основную силу сопротивления миграции нефти и газа. Некоторые пути использования данных о капиллярных свойствах природных нефтегазоносных резервуаров при решении поисковоразведочных и промысловых задач показаны в работах М.Т. Аббасова, Д. Амикса, В. Андерсона, Р. Берга, Ю.Я. Большакова, Ю.П. Гаттенберга, В.И. Горояна, Ш.К. Гиматудинова, А.Е. Гуревича, Д. Дженингса, Н.А. Еременко, Ю.В. Желтова, И.А. Иванова, А.А. Карцева, Ж. Коллинза, А. Э. Конторовича, Ф. Крейга, М.М. Кусакова, Л.В. Лютина, М. Леверетта, В.Г. Мамяшева, М. Мунна, А.Ю. Намиота, Х. Неймана, Г.В. Петровой, Р.С. Сахибгареева, Б.И. Тульбовича, А.А. Ханина, А.Я. Хавкина, Р. Чепмена, М.М. Элланского и др. Основными параметрами, определяющими действие капиллярных эффектов на распределение в природных резервуарах воды, нефти и газа, являются поверхностно-молекулярные свойства твердой фазы, т.е. смачиваемость породы-коллектора и капиллярное давление. Согласно фундаментальному закону Юнга-Лапласа, капиллярное давление (Pk) при наличии в пористой среде двух несмешивающихся фаз пропорционально произведению межфазного натяжения (γ) на кривизну межфазной поверхности (1/r): Pk ≈ ± γ(1/r) В гидрофильной поровой среде капиллярное давление на границе нефти (газа) и воды является положительным. В гидрофобном коллекторе оно отрицательное. Согласно свойству жидкостей и газов самопроизвольно принимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефти и газу энергетически выгоднее занимать относительно крупные поры, а воде 8 – мелкие. Обратное распределение воды и углеводородов происходит в гидрофобном коллекторе. На основании того, что капиллярное давление является функцией межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности, определяемой, прежде всего, радиусом порового канала, выделены два рода капиллярных барьеров (Большаков Ю.Я., 1995 г). Капиллярный барьер первого рода возникает на стыках разнопоровых фаций, т.е. определяется микронеоднородностью пластов-коллекторов. Капиллярный барьер второго рода возникает вследствие изменчивости во времени межфазного натяжения. Межфазное натяжение на контакте воды и нефти является чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении, вызывая тем самым повышение капиллярного давления. Следствием снижения пластовой температуры и связанного с этим повышением капиллярных давлений на ВНК может явиться ситуация, предотвращающая проникновение нефти через водонасыщенные породы, которые в прежних геотермических условиях характеризовались удовлетворительной для углеводородов проницаемостью. При этом происходящие после снижения пластовых температур неотектонические деформации нефтегазоносных пластов уже не могут вызвать перетоки нефти согласно принципу сообщающихся сосудов. По данным Ш.К. Гиматудинова (1982), межфазное натяжение при снижении температуры на 50°С в системе «газ-вода» практически удваивается, что влечет за собой и соответствующее увеличение капиллярного давления на ГВК. По данным И.И. Нестерова (1982), А.Р. Курчикова (1987) снижение пластовых температур за период от палеогенового до четвертичного на севере Западной Сибири составило до 50°С. В Широтном Приобье в юрских и неокомских отложениях по данным этих же исследователей пластовые температуры понизились на 30-35°С. В результате залежи нефти и газа были стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления. Синхронно охлаждению нефтегазоносные области Западной Сибири испытали активные неотектонические преобразования. В этот период происходила деформация или полное расформирование отдельных локальных поднятий и возникновение новых. По данным И.П. Варламова (1983), размах неотектонических движений на севере Западной Сибири 9 достигал нескольких сотен метров. В Широтном Приобье он измеряется от десятков до сотни метров. Таким образом, положение контура залежи может быть установлено путем палеоструктурного анализа в сочетании с данными опробования скважин. При прогнозировании положения контуров нефтегазоносности, геологи, в основном, опираются на современную структуру продуктивных пластов, что нередко приводит к существенным ошибкам, в частности, при определении площади залежи. По свидетельству Ф.З. Хафизова (1991), в Западной Сибири 47% ошибок при подсчете перспективных ресурсов УВ возникает вследствие неверного определения площади залежи. Для средне- и мелкопоровых пород неокомских и юрских отложений Западной Сибири отсутствие соответствия между формой залежи и современной структурой продуктивного пласта явление весьма распространенное, хотя в этих случаях структурный контроль не исключается. Его действие просто в той или иной мере ограничивается, а эти ограничения компенсируются действием капиллярных сил. В главе 2 рассмотрены варианты моделей залежей нефти и газа, находящихся под контролем капиллярных барьеров в сочетании со структурой пласта. Прогнозировать контур нефтегазоносности с целью разведки или доразведки залежи на основе капиллярной модели целесообразно в случае, когда по данным поисковых и первых разведочных скважин наблюдаются резкие скачки ВНК или ГВК, что обычно обусловлено смещением залежи относительно свода антиклинальной структуры. При этом наблюдаются два варианта экранирования залежей капиллярными барьерами. В случае сравнительно однородного пласта залежь сохраняет смещенное относительно свода структуры положение в основном за счет капиллярного барьера второго рода. Когда же пласт резко неоднороден, залежь экранируется совместным действием капиллярных барьеров первого и второго рода. Стабилизирующая роль капиллярного давления при его увеличении вследствие снижения пластовых температур и повышения межфазных натяжений на ВНК и ГВК газонефтяной залежи рассмотрена на примере пласта БТ17 Русско-Реченского месторождения. 10 Снижение пластовых температур на последнем этапе геологического развития здесь было обусловлено по меньшей мере тремя факторами: ослаблением теплового потока, воздыманием, охлаждающим действием толщи многолетнемерзлых пород (ММП). Открыто РусскоРеченское месторождение в 1985 году поисковой скважиной 702, расположенной на северном крыле поднятия. Пространственное распределение воды, нефти и газа в пласте БТ17 не согласуется с его современной структурой. Например, в скважине 706, расположенной на северовостоке Русско-Реченской структуры, притоки нефти были получены на одном гипсометрическом уровне с притоками газа из скважин 708 и 722, расположенных на юго-западе (рис. 1). 1234 Согласно палеоструктурной карте пласта БТ17, составленной на туронское время (рис. 1), нефть и газ приурочены к отдельным локальным поднятиям и расположены в пределах антиклинальных структур в полном Рис. 1. Расположение залежей нефти и газа в пласте БТ17 Русско-Реченского месторождения на туронское время и на современной структуре 11 соответствии с принципами антиклинальной концепции, что позволяет достаточно просто наметить контуры нефтеносности и газоносности. Кроме того, в юго-западной части палеоструктуры вырисовывается ныне расформированное локальное поднятие, в пределах которого может находиться постантиклинальная залежь углеводородов. Сочетание действия капиллярных барьеров первого и второго рода при контролировании залежей УВ на современной структуре продемонстрировано на примере пласта ЮС2 Омбинского нефтяного и пласта БУ9 Песцового нефтегазоконденсатного месторождений. Омбинское месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа. В пределах в общем небольшой Омбинской площади диапазон колебаний отметок ВНК в пласте ЮС2 превышает 60 м. Указанное противоречие нефтенасыщенности пласта с его структурой обусловлено, в частности, его резко выраженной микронеоднородностью, что определило в пласте ЮС21 широкое распространение капиллярных барьеров, возникающих на стыках разнопоровых фаций. При испытании скважин на Омбинском месторождении во многих из них были получены притоки воды с гипсометрических уровней, находящихся выше ВНК. В связи с этим, при моделировании залежи нефти пласта ЮС2 Омбинского месторождения, геологи обычно водоносные участки пласта изображают в виде изолированных линз. Однако, эти участки представлены всего лишь относительно мелкопоровыми разностями, из которых при формировании залежи нефть не смогла вытеснить воду в связи со сравнительно высокими капиллярными давлениями на этих участках. Согласно данным А.Р. Курчикова (1987), за период от палеогенового до четвертичного времени температура в пласте ЮС2 в районах Широтного Приобья понизилась на 30οС и более, что привело к повышению капиллярных давлений на ВНК и стабилизации залежи нефти. В районе Сургутского свода размах неотектонических движений составил 100 м и более (Варламов, 1983). Очевидно, что столь значительная перестройка структурного плана при невозможности перетоков нефти по пласту должна была привести к существенному несоответствию формы залежи современной структуре пласта. Стремление нефти к перемещению 12 под воздействием гравитационных сил компенсировалось возросшим капиллярным давлением на ВНК. Капиллярные давления в песчаниках пласта ЮС21 Омбинского месторождения при современных пластовых условиях достигают 84 кПа и более. Однако, с момента снижения пластовых температур нефтяная залежь в пласте ЮС2 на большей части площади своего распространения, за исключением восточной, могла располагаться в полном соответствии с принципами антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления и иметь положение ВНК, близкое к горизонтальному. Размах отметок ВНК в современной структуре залежи, достигающий 60 м, является следствием неотектонических деформаций после стабилизации залежи. Песцовое месторождение находится в северной части ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна в зоне сплошного развития многолетнемерзлых пород. Влияние капиллярных сил на распределение воды, нефти и газа на Песцовом месторождении было рассмотрено для основного продуктивного пласта неокома БУ92. В пределах данного пласта выявлена единая газоконденсатнонефтяная залежь пластово-сводового типа. Залежь смещена в восточном направлении относительно сводовой части поднятия. Зона выклинивания коллекторов в пласте БУ92 вскрыта скважинами 5, 13, 22, 29 в западной части месторождения. Однако, между нефтегазовым скоплением и линией глинизации в скв. 9 и 21 из пласта БУ92 получены притоки воды. В скважине 9 при испытании пласта БУ92 в интервале 3068-3072 (а.о. 2989,02993,0 м) получен приток пластовой воды дебитом 5,76 м3/сут при Нс ду = 805 м. При испытании скважины 21, расположенной по соседству со скважиной 9, также был получен приток воды. Промышленные притоки газа с конденсатом из газонасыщенной части пласта получены из шести скважин (скв. скв. 1, 2, 3, 4, 11, 34). Нефтяная часть залежи вскрыта десятью скважинами (7, 10, 14, 17, 19, 20, 25, 26, 34, 551). Во всех этих скважинах, за исключением скв. 551, проведены испытания в колонне. Притоки нефти составили от 5.6 м 3/сут при Нсду = 1250 м (скв. 7) до 133 м3/сут на штуцере 8 мм (скв. 10). 13 По данным ГИС, ВНК залежи занимает наклонное положение. В восточной части залежи оно наиболее низкое и находится на абсолютной отметке -3065 м. В западной части отметка ВНК находится на гипсометрическом уровне около –3000 м, т.е. разность отметок ВНК составляет 65 м. В литологическом отношении пласт БУ9 представляет собой сложную и по коллекторским свойствам неоднородную толщу. Наблюдается значительная фациальная изменчивость и расслаивание коллекторов на отдельные пропластки с различной толщиной. По свидетельству И.П. Варламова (1983), суммарные амплитуды неотектонических движений в районе Песцового вала составили 75-175 м. Кроме того, отмечается значительная дифференциация неотектонических движений, что приводило к раскрытию одних антиклинальных ловушек, искажению первоначальной формы других и возникновению третьих. Степень охлаждения нижнемеловых отложений в этом районе составила около 400С (А.Р. Курчиков и др., 1987), что вызвало существенное увеличение капиллярных давлений на контактах воды и нефти, а также нефти и газа. В результате пространственное положение контуров нефтяного и газового скоплений определялось уже не подчинением их форме ловушки, согласно антиклинально-гравитационной концепции, а характером и направленностью её тектонического развития. Капиллярные давления в песчаных породах пласта БУ9 при современных пластовых условиях составляют от 3 до 23,16 кПа. При этом максимальными значениями капиллярных давлений характеризуются западные участки месторождения. Из этого следует, что в геологическом прошлом, до момента снижения пластовых температур, нефтяное и газовое скопления пласта БУ9 должны были в своей восточной части располагаться в пределах Песцового поднятия в полном соответствии с антиклинальногравитационной концепцией нефтегазонакопления и иметь положения ВНК и ГНК в восточной части месторождения близкие к горизонтальным. С запада нефтяная и газовая залежи в период нефтегазонакопления контролировались изначально барьерной водоносной песчаной фацией, что обусловлено развитием на западе месторождения относительно мелкопоровых песчаных фаций, определивших здесь присутствие капиллярного барьера первого рода (рис. 2). 14 Таким образом, нефтегазовая залежь пласта БУ9 в настоящее время может находиться под совместным контролем капиллярных барьеров первого и второго рода. При этом капиллярный барьер первого рода находился в западной части месторождения уже в период нефтегазонакопления, а барьер второго рода, возникший на ВНК и ГНК, начал контролировать залежи нефти и газа с момента снижения пластовых температур. В главе 3 произведена оценка геолого-промысловых характеристик залежей нефти на основе их капиллярных и капиллярногравитационных моделей. Как известно, значительные потери нефти связаны с неучетом капиллярных характеристик природных нефтегазоносных резервуаров при определении системы разработки нефтяных месторождений традиционным методом заводнения. Применение метода заводнения на нефтепромыслах мира в гидрофильных коллекторах, содержащих залежи несложного строения, обеспечило высокую эффективность разработки месторождений при Рис. 2. Схематический разрез залежи пласта БУ92 Песцового месторождения 15 относительной простоте осуществления процесса нагнетания воды в пласт и при практически повсеместной доступности этого вытесняющего агента. В России этот метод впервые был применен в 1948-1951 г.г. на Туймазинском и Ромашкинском месторождениях, открытых в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. При этом текущая нефтеотдача достигала 60%. Однако, следует отметить, что в Урало-Поволжье продуктивные песчаные породы девона и карбона представлены мономинеральными кварцевыми песчаниками с высокой степенью гидрофильности. В 60-х годах прошлого столетия метод заводнения начали применять в Западной Сибири, где нефтеотдача, в зависимости от геолого-физических условий, составляет на сегодняшний день от 10% до 40%, т.е. до 90% нефти остается в недрах. Процессы вытеснения одного флюида другим из поровой среды, в зависимости от ее смачиваемости, подразделяют на пропитку и дренирование. Процесс дренирования соответствует вытеснению смачивающего флюида несмачивающим, например, вытеснению в гидрофильном коллекторе воды нефтью при формировании залежи. При этом капиллярные силы совместно с вязкостью противодействуют вытеснению. При разработке залежи нефти, содержащейся в гидрофобном коллекторе, методом обычного заводнения (что в целом недопустимо) также реализуется процесс дренирования. В этом случае капиллярные силы принуждают нагнетаемую в пласт воду занимать наиболее крупные поровые каналы и трещины, по которым она достаточно быстро прорывается через залежь к добывающим скважинам, увлекая за собой случайные объемы нефти. Процесс пропитки осуществляется при вытеснении нефти водой из гидрофильного коллектора. Попадая в гидрофильный коллектор и смачивая поверхность твердой фазы, вода способна освобождать даже ту нефть, которая удерживается силами адгезии. Поэтому эффективность метода заводнения в коллекторе с высокой степенью гидрофильности, как, например, на месторождениях Урало-Поволжья, достаточно высока. Продуктивные породы Западной Сибири, в отличие от мономинеральных кварцевых коллекторов Урало-Поволжья, представлены полимиктовыми песчаниками, в которых, наряду с кварцем, в значительном количестве содержатся полевые шпаты; зачастую в породах присутствует карбонатный цемент. Также, в отличие от палеозойских песчаников Урало- 16 Поволжья, песчаники Западной Сибири являются более мелкозернистыми, характеризуются, как правило, более высокими значениями удельной поверхности и более высокой адсорбционной способностью. Мера гидрофильности пород-коллекторов Западной Сибири существенно ниже. В Западной Сибири, наряду с широким распространением гидрофильных пород-коллекторов, присутствуют коллектора гидрофобного класса. В случае коллектора преимущественно гидрофильного, разделение залежи нефти по геолого-промысловым характеристикам может быть осуществлено путем составления капиллярной модели залежи на основе давления смещения. Поскольку в гидрофильном коллекторе воде энергетически выгодно занимать относительно мелкопоровые разности, охарактеризованные высокими значениями капиллярных давлений, то нагнетаемая на таких участках в пласт вода на удаленном межскважинном пространстве не может поступать в крупнопоровые разности и вытеснять из них нефть. Для поступления в крупные поры воде необходимо будет преодолеть капиллярное давление, поэтому она будет продвигаться по пути наименьшего сопротивления, т.е. по относительно мелким порам, при этом вообще может мигрировать за пределы контура нефтеносности. Отсутствие на ряде нефтяных промыслов Западной Сибири баланса между количеством нагнетаемой в продуктивный пласт воды и количеством добываемой жидкости может свидетельствовать о справедливости сделанного предположения. Следует отметить, что в рассмотренном случае за фронтом вытеснения в межскважинном пространстве в наиболее крупнопоровых разностях коллекторов остаются объемы наиболее подвижной нефти, определяющие активные её запасы. Таким образом, для предотвращения этих потерь нагнетательные скважины следует размещать на участках относительно низких капиллярных давлений, которые могут быть выявлены путем составления капиллярных моделей продуктивных пластов как на период разведки, так и во время разработки залежи. Однако, некоторые специалисты по разработке нефтяных залежей придерживаются мнения о том, что нагнетательные скважины следует размещать на участках пониженной проницаемости, охарактеризованных высокими значениями капиллярных давлений. Тем не менее, следует 17 отметить, что это противоречит закону природы, который описан уравнением Юнга-Лапласа. Отчасти такое суждение возникло как результат исследования процессов вытеснения нефти из образцов пород в кернодержателе. В этом случае насыщенный образец представляет собой систему, в которой вода имеет ограниченную степень свободы и может продвигаться только в одном направлении – от торца к торцу образца, что не соответствует реальным условиям недр. В пласте-коллекторе, представляющем раскрытую систему, вода может выбирать пути наименьшего сопротивления и обходить участки, где ей противодействуют капиллярные силы. Также при лабораторных исследованиях создаются перепады давления и скорости фильтрации, резко отличные от тех, что имеются на межскважинном пространстве. Кроме того, из-за высоких скоростей и малых размеров образца, как правило, не успевает проявиться эффект смачиваемости. Описанная особенность заводнения коллекторов в межскважинном пространстве, в частности, хорошо прослеживается в залежи пласта БС10 на юге Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения (Ю.Я. Большаков, А.А. Дорошенко, Е.Ю. Большакова, 2003). Как известно, по высоте залежь состоит из нескольких зон с разной насыщенностью пород-коллекторов и с разными промысловыми характеристиками. Строение и размеры этих зон, развитых по вертикали залежи нефти, определяются физико-химическими и капиллярными микропроцессами в продуктивных пластах. На этом микроуровне по высоте залежи выделяют три зоны: а) зона, из которой получают безводную нефть, т.е. чистонефтяная зона; б) переходная водонефтяная зона; в) зона, дающая 100% воды. В связи с тем, что в нефтегазовой геологии пластово-сводовую залежь на макроуровне подразделяют на чистонефтяную (ЧНЗ) и водонефтяную (ВНЗ) зоны, то выделенные на микроуровне по вертикали залежи зоны в данной работе принято называть толщами: чистонефтяная толща (ЧНТ) и переходная водонефтяная толща (ПВНТ). На месторождениях, приуроченных к гидрофобным коллекторам, ПВНТ отсутствует в связи с тем, что в нефтенасыщенную часть пласта вода поступить не может вследствие противодействия капиллярных сил. Однако, в числе песчаных коллекторов, развитых в платформенных формациях, превалируют преимущественно гидрофильные разности, хотя мера их 18 гидрофильности и изменяется в широких пределах. Поэтому на месторождениях, открытых в платформенных нефтегазоносных областях, переходные ВНТ зачастую достигают значительных размеров и содержат существенные запасы нефти. В некоторых случаях, в частности в Западной Сибири, мощность ПВНТ на отдельных месторождениях составляет несколько десятков метров. В связи с вышеизложенным, знания о строении ПВНТ имеют существенное значение как для подсчета запасов нефти, так и для определения оптимальной системы разработки месторождения. В пределах углеводородных скоплений насыщающие продуктивный пласт флюиды располагаются по высоте согласно взаимодействию гравитационных и капиллярных сил. В результате проявления гравитационных сил углеводороды заполняют верхнюю часть залежи, а ниже располагается вода. Действие капиллярных сил, возникающих на контакте воды и нефти в гидрофильной поровой среде, заключается в том, что вода поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения флюидов. В результате в гидрофильном коллекторе возникает весьма сложная картина распределения воды и нефти по разрезу в области водонефтяных контактов. Высота капиллярного поднятия воды увеличивается при уменьшении радиуса пор породы-коллектора, при уменьшении разности плотностей контактирующих фаз, при увеличении межфазного натяжения на границе последних и увеличении степени гидрофильности твердой фазы. Так формируются переходные водонефтяные толщи, в пределах которых содержание нефти в продуктивном пласте возрастает снизу вверх от нуля до предела насыщения. В случае, когда мощность ВНТ превосходит высоту залежи, чистонефтяная толща вообще отсутствует. Изучению переходной ВНТ посвящены работы Д. Амикса, Д. Баса, В.Н. Дахнова, А.А. Ханина, Н.Н. Сохранова и др. Исследованием этого вопроса на месторождениях Западной Сибири занимались В.Г. Каналин, М.К. Капралова, Ю.А. Ковальчук, В.П. Санин, Ш.С. Микаэлян и др. По свидетельству А.А. Ханина (1969), высота водонефтяной толщи может быть определена на основе данных о капиллярных давлениях по формуле: 19 hв нз Рк10 , где в н Рк – капиллярное давление (кг/см2), ρв и ρн – плотности пластовой воды и нефти (г/см3). Для этой цели в грубом приближении может быть использована величина капиллярного давления смешения (давления начала фильтрации). На основе данных о капиллярных давлениях смещения для пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения, согласно А.А. Ханину, была рассчитана высота возможного капиллярного поднятия пластовой воды и составлена карта мощности переходной водонефтяной толщи. В пределах Сенченского купола в пласте БВ8 толщина ПВНТ при прочих благоприятных условиях может изменяться от 4 до 35 и более метров, тогда как высота залежи не превышает 25 м. Очевидно, что на участках, где толщина ПВНТ превышает высоту залежи, чистонефтяная зона отсутствует. Рис. 3. Схема строения залежи нефти пласта БУ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения Для выявления расположения чистонефтяной толщи были рассчитаны разности высоты залежи и капиллярного поднятия воды, на основе чего была составлена схема строения нефтяной залежи (рис. 3). Из неё следует, что ЧНТ занимает северо-восточную часть Сенченскго купола. В пределах седловины и на периферийных участках Сенченского поднятия, ЧНТ отсутствует, поэтому здесь в продукции добывающих скважин всегда, 20 начиная с первой стадии разработки, будет присутствовать вода в том или ином количестве. Анализ разработки залежи пласта БВ8 свидетельствует о том, что эксплуатация скважин, находящихся в ЧНТ и на участках переходных зон, резко отличается по своим показателям. Скважины, попавшие в переходную водонефтяную толщу, с первых же дней своей работы имеют достаточно высокую обводненность. Средний дебит нефти на начало работы скважин в ЧНТ в три раза больше чем в ПВНТ. При этом средняя начальная обводненность скважин в чистонефтяной толще в пять раз меньше средней обводненности скважин, пробуренных в переходной водонефтяной толще (рис. 4). 109,4 т/сут 30 дебит нефти,т/сут. 100 80 60 35,9 т/сут 40 обводненность, % 120 25 20 15 10 20 5 0 0 ЧНТ ПВНТ 28,5 % 5,9 % ЧНТ ПВНТ Рис. 4. Графики сравнения начального среднего дебита нефти и обводненности скважин, находящихся в ЧНТ и ПВНТ Следует отметить, что за весь период разработки, с 1993 по 2006 год, обводненность скважин в ПВНТ изменяется хаотически от 8 до 63% и имеет максимальные значения на первой стадии разработки. Обводненность же скважин в ЧНТ со временем закономерно увеличивается от 0 до 77%, что обусловлено подтоком подошвенных вод в процессе разработки. Таким образом, составление схем ЧНТ на основе изучений капиллярных свойств продуктивных пластов является весьма полезным при размещении добывающих скважин. Если при вытеснении нефти водой из гидрофильного коллектора капиллярные, гравитационные и гидродинамические силы, создаваемые системой ППД, действуют однонаправлено, то в случае преимущественно 21 гидрофобного коллектора или со смешанной смачиваемостью капиллярные силы противодействуют гравитационным. Для предсказания характера вытеснения нефти из гидрофобного коллектора может быть использована капиллярно-гравитационная модель залежи. Основой ее построения может являться капиллярно-гравитационное отношение (КГО). Экспериментальные данные свидетельствуют о том, что вытеснение нефти происходит тем легче и быстрее, чем ниже значение этого параметра (Гольф-Рахт, 1986). Капиллярно-гравитационная модель была составлена для залежи пласта ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения. Капиллярные силы будут велики, если размеры пор малы, тогда как гравитационные силы растут с увеличением высоты залежи. Различие плотностей пластовой воды и нефти создают гравитационную силу. Для целей картирования величина гравитационных сил в каждой точке нефтяного скопления практически может быть определена по превышению над уровнем водонефтяного контакта и разности плотностей пластовой воды и нефти. Карта капиллярно-гравитационного отношения залежи нефти пласта ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения свидетельствует о том, что наиболее высоким резервуарным потенциалом характеризуется северная и центральная части рассмотренного участка, ограниченные изолинией 0.35. Породы-коллекторы являются сравнительно крупнопоровыми и в меньшей мере предрасположены к гидрофобизации. Во всяком случае, степень их гидрофильности высокая, что подтверждается достаточно высокой водоудерживающей способностью пород, составляющей от 59,1% до 68,1% (скв. 41). Следовательно, в пределах этой части Восточно-Сургутского месторождения может оказаться достаточно эффективным обычный способ заводнения. Однако, следует иметь ввиду, что на участках, охарактеризованных минимальными значениями КГО, при разработке методом заводнения могут остаться достаточно большие объемы нефти, окруженные относительно мелкопоровыми породами насыщенными водой. Во избежание таких последствий на этих участках в процессе разработки можно рекомендовать очаговое заводнение. Южная часть изученного участка Восточно-Сургутского месторождения характеризуется высокими значениями КГО. Это может 22 свидетельствовать, во-первых, о распространении здесь низко проницаемых пород-коллекторов и, во-вторых, о присутствии слабо гидрофильных или даже гидрофобных разностей. Последнее косвенно подтверждается тем, что водоудерживающая способность песчаников пласта ЮС2 здесь составляет от 17,9% (скв. 95) до 22,6% - 31,5%(скв. 91). Таким образом, в южной части рассмотренного участка разработка залежи путем обычного заводнения не принесет желаемых результатов, поскольку нефтеотдача при традиционном методе вытеснения нефти здесь вряд ли превысит 5%. По данным американских исследователей (Haung, Holm, 1988), при близких значениях пористости, проницаемости и нефтенасыщенности из гидрофильной породы водой можно вытеснить около 45% нефти, тогда как из гидрофобной - не более 5%. Для повышения эффективности извлечения нефти на этом участке можно рекомендовать применение вытесняющего флюида, который бы в большей мере, чем вода, смачивал поверхность породы-коллектора. В частности, к таким агентам могут быть отнесены различные водогазовые смеси, дымовые газы, азот и др. Основные выводы и рекомендации: 1. Составлены капиллярные и капиллярно-гравитационные модели залежей нефти и газа ряда месторождений Западной Сибири. 2. На основе проведенных исследований был произведен прогноз контуров нефтегазоносности залежей в пласте БТ17 Русско-Реченского, в пласте БУ9 Песцового, в пласте ЮС2 Омбинского и др. месторождений. Составленные капиллярные модели залежей нефти и газа данных месторождений позволили объяснить причины резких колебаний абсолютных отметок ГВК и ВНК, обосновать пространственное положение контуров нефтегазоносности в этих пластах на их современной структуре и определить площади нефтяных и газовых скоплений. 3. Для залежи нефти пласта БВ8 Сеченского купола, находящегося в пределах Самотлорского месторождения, был произведен расчет капиллярного поднятия воды. В результате чего залежь нефти была подразделена по высоте на чистонефтяную и переходную водонефтяную толщи. Таким образом, была составлена схема строения залежи и проведен анализ разработки, который показал, что для наиболее эффективной 23 разработки залежи добывающие скважины необходимо размещать на участках чистонефтяных толщ, выделенных в результате изучения капиллярных характеристик продуктивного пласта. 4. На основе карты капиллярных давлений смещения в гидрофильном пласте БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения были выбраны наиболее оптимальные точки для размещения нагнетательных скважин, что должно повысить на месторождении конечную нефтеотдачу. 5. Для пласта ЮС2 Восточно-Сургутского сложнопостроенного месторождения, характеризующегося слабогидрофильными, а местами и гидрофобными свойствами, составленная капиллярно-гравитационная модель позволила определить наиболее рациональные методы воздействия на пласт на различных его участках с целью наиболее эффективного извлечения нефти из недр. Основные положения диссертации опубликованы в работах: 1. Капиллярные силы как основной фактор сопротивления вытеснению нефти на месторождениях Западной Сибири. // «Записки Горного института», Санкт-Петербург, 2003г. С.15-17 (работа отмечена медалью Мин. образования РФ). 2. Капиллярно-гравитационные модели залежей нефти Западной Сибири как возможный путь повышения конечной нефтеотдачи. // Журнал «Нефть и газ», 2006, №1, С.20-25 // Соавтор: Ю.Я. Большаков. 3. О причинах низкой эффективности разработки Красноленинского месторождения. (тезисы) // Материалы 56-й межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ 2002», Москва, 2002 г.- С.9. 4. Геолого-промысловое обоснование причин низкой эффективности разработки Талинского месторождения. // Материалы второй всероссийской научной конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень, 2002 г. С.38-40.// Соавтор В.Г. Каналин. 5. Использование данных о капиллярности пластовых систем при разработке месторождений нефти с трудноизвлекаемыми запасами. (тезисы) // Материалы межвузовской студенческой научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», Тюмень, 2002 г. С.33-35. 24 6. Влияние капиллярных сил на образование целиков нефти в межскважинном пространстве при разработке залежей методом заводнения. // Материалы научно-практической конференции «Нефтегазоносность и оптимальные методологические решения поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в пределах Западно-Сибирской плиты», Тюмень, 2003 г. С. 177-182 // Соавторы: Ю.Я. Большаков, А.А. Дорошенко. 7. Прогнозирование контуров нефтегазоносности залежей УВ на севере Западной Сибири на основе капиллярно-гравитационной концепции нефтегазонакопления. // Материалы всероссийской конференции “Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна”, Тюмень, 2004. С.21-24. // Соавтор: Ю.Я. Большаков. 8. Использование данных о капиллярных свойствах продуктивных пород при разведке и разработке нефтяных и газовых залежей. (тезисы). // Материалы Российско-Европейского семинара «Устойчивое развитие нефтегазовой промышленности», Тюмень, 2004 г. С.12-13. 9. Повышение конечной нефтеотдачи на основе капиллярных моделей залежей (тезисы). // Материалы конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области», Тюмень, 2005. С.38-41. 10. Капиллярная модель залежи нефти как ориентир для её эффективной разработки (тезисы). // Материалы международной конференции «Нефть и газ Западной Сибири», Тюмень, 2005. С.51-55. // Соавтор: Ю.Я. Большаков.
