Анализ эффективности разработки отложений баженовской свиты

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Анализ эффективности разработки отложений баженовской свиты

Введение

Условия разработки нефтяных месторождений требуют максимального извлечения оставшейся нефти из продуктивных пластов. Однако остаточные запасы нефти в продуктивных пластах являются технически извлекаемыми, но экономически нерентабельными, поэтому ведущие нефтяные компании ЗС сосредоточили свое внимание на разработке сложнопостроенных залежей баженовской свиты.

Продуктивные отложения баженовской свиты характеризуются сложными геологическим строением, низкими фильтрационными свойствами, наличием аномальных пластовых давлений и температур. В настоящее время не существует методов для точной оценки запасов баженовской залежей нефти, не определены эффективные технологии добычи нефти их этих отложений.

Первая эксплуатация опытных участков баженовской свиты в режиме истощения была проведена на Салымском, Ем-Еговском, Правдинсокм, Маслиховском месторождениях. При этом использовалась внутренняя энергия пласта и добычу нефти получали за счет фонтанирования скважин.

В дальнейшем стали широко использовать американскую технологию с бурением горизонтальных стволов и многостадийным ГРП, а также проведены испытания способа увеличения нефтеотдачи.

Объекты и методы исследования

Баженовские породы-коллекторы представляют собой глинистые коллекторы, сложенные глинами, аргиллитами, мергелями, известняками и доломитами. С данным типом коллекторов связаны залежи нефти и газа во многих регионах Мира и России.

В России и ближнем зарубежье к ним относятся отложения менилитовой свиты Восточных Карпат, пиленгской свиты Восточного Сахалина, ходжаипакской свиты Туранской платформы, нижнемайкопские отложения Восточного Предкавказья, нижнепермские отложения Прикаспийской синеклизы, доманиковые отложения Волго-Уральской и Тимано-Печёрской нефтегазовых провинциях.

Продуктивными оказались породы-коллекторы ходжаипакской свиты, нижнемайкопские отложения, нижнепермские и доманиковые отложения.

Породы коллекторы ходжаипакской свиты представлены органогеннодетритовыми известняками, углисто-глинистыми мергелями, известниковыми глинами с прослоями алевролитов и залегают на глубинах от 3200 до 3500. Промышленных притоков нефти из этих отложений не получено, открыта небольшая газовая залежь на месторождении Куатак.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Нижнемайконские отложения представлены аргиллитподобными глинами, глинистьми известяками, мергелями. Глубина залегания отложений составляет от 2100 до 3000м. Пластовая температура колеблется от 113 до 135 °С. Общая пористость пород изменяется от 9,8 до 13,9%, проницаемость от 0,76 до 5,2 мкм2. Нефтегазоносность нижнемайкопских отложений установлена на Озексуатской, Прасковейской, Журавской плошадях. Притоки нефти, полученные на скважинах, изменяются от 0,7 до 104 м3/сут.

Нижнемайконские отложения Прикаспийской синеклизы залегают на глубинах от 3500 до 8000 м. Коллекторы представлены алевролитами, аргиллитами и карбонатными породами. По данным Прошлякова Ю.К. и Галяновой Г.И. в разрезе присутствуют два типа коллекторов: трещинный и трещинно-поровый. Длина трещин достигает от 20 до 70 мм, раскрытость трещин от долей мкм до 2250 мкм. Проницаемость трещиноватых пород изменяется от 0,34*10^(-3) до 3,15*10^(-3) мкм2. Притоки нефти получены на месторождении Кепкиян из интервалов 3935 -3958 м и 40044008 м. Дебит нефти из этих отложений при испытании скважины составил 100 м2/суг и снизился до 50 м3/сут. Аналогичное снижение дебита было получено во всех остальных скважинах.

Доманиковые отложения Волго-Уральской и Тимано-Печёрской провинций представляют собой линзовидное переслаивание чёрных карбонатных аргиллитов и чёрных кремнистых известняков. Во всех нефтегазоносных районах Волго-Уральской провинции из данных отложений на скважинах были получены притоки нефти, дебит которых изменялся от долей единицы до 120 м3/сут. Залежи нефти этих отложений разрабатываются на Азнакаевском, Северо-Кожвинском, Минибаевском, Ромашкинском месторождениях. Породы-коллекторы представлены трещинно-поровыми породами с открытой пористостью от 0,8 до 10%, трещинной проницаемостью от 18,2 до 184.0-10^(-3) мкм2. В Тимано-Печёрской провинции притоки нефти из этих отложений были получены на Возейском, Западно-Соплякском месторждениях с дебитами нефти до 7 м3/сут.

Отложения баженовской свиты в ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции залегают на глубинах от 2500 до 3000м, толщина их колеблется от 10 до 45 м. Перекрывают баженовские породы отложения абалакской и георгиевской свит.

Породы баженовской свиты представлены аргиллитами, силицитами, мергелями, известняками имеют высокую радиоактивность, пористость пород колеблется от 2 до 15% при средних значениях от 11 до 12%.

Согласно многочисленным результатам промысловых и лабораторных исследований, особенности фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты зависят от начальной пластовой температуры и литофизического типа пород. Поскольку пластовая температура по площади пласта изменяется от 80 до 135 °С, то такую разницу температур можно

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

объяснить двумя факторами. Показатель температуры зависит от доли керогена в породе и степени завершённости процесса преобразования органического вещества. Известно, что генерация углеводородов из керогена сопровождается повышением температуры, поэтому чем ближе к завершению процесс генерации керогена, тем ниже пластовая температура. Для всех литотипов пород баженовской свиты характерно увеличение пористости с ростом пластовой температуры. В связи с этим следует ожидать, что с увеличением пластовой температуры будет происходить, увеличение проницаемости пласта.

Породы-коллекторы в баженовской свите состоят из различных типов коллекторов.

Первый тип коллектора – это битуминозные, тонкослоистые, листоватые аргиллиты. Керн из этого типа коллекторов на поверхность практически не поднимался. Емкостное пространство этих пород представлено трещинами, пустотами и для него характерны высокие значения открытой пористости от 15 до 20%, проницаемости более 2*10^(-3) мкм2.

Второй тип коллектора относится к трещинно-поровому типу и представлен битуминозными, кремнистыми породами с прослоями карбонатных пород. Породы этого типа составляют от 60 до 100% толщины баженовской свиты. Пористость этих пород в большинстве пластов не превышает от 6 до 8%, проницаемость достигает 20*10^(-3) мкм2. С коллекторами этого типа связано получение дебитов нефти от 10 до 20 м3/сут.

Третий тип коллектора связан с трещиноватыми и кавернозными карбонатными породами, залегающих в нижней части баженовской и верхней части абалакской свит, проницаемость которого не превышает 0,5 мкм2.

С трещиноватостью в баженовской свите связаны её фильтрационноемкостные свойства. Большинство исследователей считают, что породыколлекторы представляют собой линзы, не имеющими ни структурной формы, ни экранов, а связаны с тепловыми аномалиями и аномально высокими пластовыми давлениями. Существует точка зрения о связи трещиноватости с зонами глубинных разломов, которые обусловили появление тепловых аномалий и дополнительных зон трещиноватости.

Впределах ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции отложения баженовской свиты залегают на отложениях абалакской свиты, которые гидродинамически связаны между собой субвертикальными трещинами.

Всоставе абалакской свиты распространены коллекторы трещинного и кавернозного типов. Породы-коллекторы с поровой ёмкостью имеют подчинённое значение и связаны с прослоями песчано-алевролитовых пород. Основными путями фильтрации, обеспечивающие притоки нефти в скважинах являются каверны, вертикальные и субвертикальные трещины. По литологическому составу породы-коллекторы представлены карбонатными и

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

кремнистыми породами, пористость которых изменяется от 6 до 10%, трещинная проницаемость может достигать от 0,2 до 0,3 мкм2.

Залежи нефти в абалакской свите установлены на Салымском, Красноленинском, Северо-Демянском месторождениях на глубинах от 2300 до 2500м. Дебиты нефти из скважин, вскрывших абалакскую свиту, составляют от 20 до 300 м3/сут.

Баженовская свита, продуктивность которой впервые установлена на Сахалинской площади, расположенной между Приобским и Правдинским месторождениями, вскрыта в 29 скважинах и испытана в 27 скважинах. Скважины испытаны открытым забоем с применением щелевого фильтра. По результатам испытаний скважин выделены четыре типа разреза. Первый и второй типы разреза характеризуются повышенными значениями пластовых температур более 116,5 °С и коэффициентом аномальности равном 1,5. Третий и четвёртый типы разреза характеризуются пониженными пластовыми температурами до 104 °С и коэффициентом аномальности составляющим 1,3.

При эксплуатации скважин, вскрывших баженовскую свиту установлено, что фильтрационные свойства продуктивных пластов меняются во время отбора флюида в режиме истощения. Закономерности этих изменений приурочены к определённым интервалам пластового и забойного давлений, которые определяются при геологопромысловых исследованиях. Отклонение зависимостей пластового и забойного давлений от объёма добычи от начального участка в сторону снижения давления свидетельствует об ухудшении фильтрационных свойств пласта.

Графики зависимостей текущего, забойного и пластового давлений от суммарного отбора нефти для закрытых залежей при разработке на истощение пластовой энергии можно интерпретировать, как результат снижения пластового давления в залежи, и возрастание эффективного горного давления, из-за которого происходит деформация глинистого коллектора.

При незначительных эффективных нагрузках порода-коллектор испытывает упругую деформацию, при возрастании нагрузки происходит два этапа пластической деформации. На первом этапе происходит смыкание трещин, а на втором этапе, одновременно с процессом смыкания, начинается процесс трещинообразования и разрушения коллектора. В результате этих процессов возрастает объём дренируемого скважиной пространства. О развитии пластической деформации, сопровождающейся образованием новых трещин, свидетельствует обрушение стенок скважины при бурении и эксплуатации скважин, не обсаженных колонной, где наблюдается вынос обломков породы на поверхность и образование песчаных пробок на забое скважины.

Эксплуатация большинства залежей нефти в баженовской свите месторождений Западной Сибири проводилась на естественном режиме истощения. При этом использовалась внутренняя энергия пласта,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

обладающего аномально высоким пластовым давлением. При эксплуатации скважин использовался фонтанный способ и дебиты нефти достигали от 300 до 350 т/сут. Опытно-промышленные участки разработки баженовской свиты выделены в пределах Салымского, Маслиховского, Правдинского, АйПимского, Ем-Ёговского месторождений. На Маслиховском месторождении опытно-промышленная разработка проводится с 1993 года. За весь период эксплуатации четырех скважин установлена низкая эффективность разработки залежи в режиме истощения, что связано с ранним обводнением скважин и низким коэффициентом нефтеотдачи, который достигает 0,4%.

В настоящее время широкое распространение получила американская технология, где одновременно с бурением горизонтальных скважин проводится многостадийный гидроразрыв пласта. Данная технология применяется на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, где породы-коллекторы имеют низкую проницаемость. Впервые эту технологию применила компания «Газпром нефть» на Краснолепинском месторождений, а в дальнейшем для увеличения добычи нефти эту технологию использовали на Галяновском месторождении.

Проведены — опытно-промышленные испытания технологии термогазового воздействия компанией «РИТЭК» с целью увеличения нефтеотдачи на Средне-Назымском месторождении. В результате успешной реализации внедрения данного способа на этом месторождении возможно достижение коэффициента нефтеотдачи до 40% из глинистых пород коллекторов.

На Средне-Назымском месторождении баженовская свита представлена пластом ЮК0-1, который является региональным нефтегазоносным объектом и выдержан по толщине и составу на всей территории его распространения. По литологическому составу пласт сложен чёрными аргиллитами с прослоями глинистых алевролитов. В составе пород коллекторов встречаются коллекторы трещинно-порового, трещинного и трещинно-кавернозного типов. Открытая пористость пласта по данным исследования керна изменяется от 0,9 до 18,9%, проницаемость по пласту составляет от 0,01 до 34,5*10^(-3) мкм2.

Фонд скважин, пробуренных на пласт ЮК0-1, составляет 27 скважин, из которых 13 скважин находятся в эксплуатации. Эксплуатация скважин на месторождении осуществляется 15,4% фонтанным и 37,0% механизированным способом с применением электроцентробежных насосов и одна скважина нагнетательная для закачки воздуха. Практически половину действующего фонда составляют низкодебитные скважины - 40%, а 60% приходится на среднедебитные скважины. Средний дебит нефти по скважинам составляет 7,0 т/сут, поэтому необходимо проводить работы по интенсификации добычи. На месторождении не удалось достичь проектного уровня коэффициента нефтеотдачи равного 0,036, так как фактический его уровень составил 0,010, что на 72,2% меньше проектного.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

При эксплуатации скважин за весь период разработки месторождения проводились работы по гидроразрыву пласта (ГРП) и глино-кислотные обработки (ГКО). Использованные технологии воздействия на пласт оказались эффективными, так как позволили увеличить добычу нефти на 15528,9 т.

В рамках геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождении, на двух участках пласта ЮК0-1 был испытан метод термогазового воздействия. До начала этих работ добыча нефти велась в режиме истощения. Положительным следствием закачки воздуха и воды стало восстановление пластового давления до 250 атм, которое при реализации естественного режима постоянно снижалось, что приводило к падению дебитов всех добывающих скважин.

Следует отметить, что в результате проведённых опытных работ, удалось доказать не только возможность применения метода термогазового воздействия на породах-коллекторах баженовской свиты, но и получить промысловые данные, подтверждающие его высокий технологический потенциал.

Выводы.

Разработка залежей нефти в баженовской свите на месторождениях Западной Сибири в режиме истощения не позволяет достигать проектных уровней коэффициента нефтеотдачи.

В настоящее время при разработке этих месторождений используется технология, связанная с бурением горизонтальных скважин и проведением гидроразрыва пласта, которая применяется на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Для увеличения проницаемости призабойных зон скважин проводятся глино-кислотные обработки.