image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 2 2016

Геология

01.02.2016 10:00 Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект
На примере реального месторождения показано обоснование объединения двух пластов в один эксплуатационный объект с учетом геолого-физических особенностей пластов и их геологической изученности. Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект осуществляется в первую очередь на основе геологического моделирования объекта разработки, а в дальнейшем – с учетом технологических и экономических факторов. На нефтяных месторождениях в эксплуатационных объектах, характеризующихся однородным строением по разрезу и площади и невысокой вязкостью нефти, разработка которых ведется на природном водонапорном или упруговодонапорном режиме с законтурным или приконтурным заводнением, можно считать процесс перемещения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды к центральному стягивающему ряду достаточно равномерным. Равномерное перемещение контуров нефтеносности обеспечивает минимальные потери нефти в пласте на линиях стягивания контуров. В других геологических условиях потери могут быть существенными, что приводит к значительному снижению коэффициента охвата и, соответственно, коэффициента извлечения. Наилучшим принципом регулирования разработки многопластовых объектов является принцип равноскоростной выработки всех пластов по разрезу при равномерном продвижении по ним контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды. Реализация этого принципа возможна лишь в том случае, если пласты объекта разработки имеют одинаковую продуктивность и относительно однородны по площади. Но такие условия в природе встречаются крайне редко. Поэтому при определении принципиального подхода к регулированию разработки многопластовых объектов решающую роль играют особенности их строения и различия фильтрационных свойств.
Ключевые слова: пласт, геологические особенности строения, залежь, эксплуатационный объект, продуктивность, приемистость, объект разработки, скважина, пластовое давление, водонефтяной контакт, природные режимы, геологическая неоднородность пласта, фильтрационно-емкостные свойства, извлекаемые запасы.
Ссылка для цитирования: Кузнецова Г.П., Патрикеева В.В. Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 46–50.
Открыть PDF


УДК 553.98

Г.П. Кузнецова1, e-mail: gp_kuznetsova@mail.ru; В.В. Патрикеева1, e-mail: patrikeeva_viktoria@mail.ru

1 Кафедра промысловой геологии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, Россия).

Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект

На примере реального месторождения показано обоснование объединения двух пластов в один эксплуатационный объект с учетом геолого-физических особенностей пластов и их геологической изученности. Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект осуществляется в первую очередь на основе геологического моделирования объекта разработки, а в дальнейшем – с учетом технологических и экономических факторов.

На нефтяных месторождениях в эксплуатационных объектах, характеризующихся однородным строением по разрезу и площади и невысокой вязкостью нефти, разработка которых ведется на природном водонапорном или упруговодонапорном режиме с законтурным или приконтурным заводнением, можно считать процесс перемещения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды к центральному стягивающему ряду достаточно равномерным. Равномерное перемещение контуров нефтеносности обеспечивает минимальные потери нефти в пласте на линиях стягивания контуров. В других геологических условиях потери могут быть существенными, что приводит к значительному снижению коэффициента охвата и, соответственно, коэффициента извлечения.

Наилучшим принципом регулирования разработки многопластовых объектов является принцип равноскоростной выработки всех пластов по разрезу при равномерном продвижении по ним контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды. Реализация этого принципа возможна лишь в том случае, если пласты объекта разработки имеют одинаковую продуктивность и относительно однородны по площади. Но такие условия в природе встречаются крайне редко. Поэтому при определении принципиального подхода к регулированию разработки многопластовых объектов решающую роль играют особенности их строения и различия фильтрационных свойств.

Ключевые слова: пласт, геологические особенности строения, залежь, эксплуатационный объект, продуктивность, приемистость, объект разработки, скважина, пластовое давление, водонефтяной контакт, природные режимы, геологическая неоднородность пласта, фильтрационно-емкостные свойства, извлекаемые запасы.

G.P. Kuznetsova1, e-mail: gp_kuznetsova@mail.ru; V.V. Patrikeeva1, e-mail: patrikeeva_viktoria@mail.ru

1 Production Geology Department of Gubkin Russian State Oil and Gas University (Moscow, Russia).

Rational grouping of layers into a production facility

Substantiation of two layers integration into one production facility taking into account geological and physical peculiarities of layers and their state of geological exploration is shown in terms of an existing field. Rational grouping of layers into a production facility is primarily performed based on productive formation geological simulation and taking into account processing and economic factors at a later stage.

The process of oil-water boundary migration or injected water front displacement to the central producing row is quite uniform at production facilities of oil fields characterized by a uniform structure along the section and the area and by low oil viscosity, development of which is performed within natural water drive or elastic water drive with edge or marginal water flooding. Uniform oil-water boundary migration provides minimum oil losses in the layer at oil-water contact producing lines. Losses under other geological conditions can be significant, which causes a significant decrease of the surface efficiency and the recovery ratio accordingly.

The best control mechanism for development of multilayer sites is the mechanism of uniform development of all layers along the section under uniform travel of oil-water contacts and injected water front through them. Implementation of this mechanism is possible only if the productive formation layers have the same productivity and are relatively homogeneous in terms of the area. But such conditions are very rare in nature. That is why the multilayer site structure peculiarities and differences of filtration characteristics play crucial part for determination of the principled approach to multilayer site development control.

Keywords: layer, structure geological peculiarities, deposit, production facility, productivity, injection capacity, productive formation, well, formation pressure, oil-water contact, natural drives, layer geological inhomogeneity, permeability and porosity, recoverable reserves.

Ссылка для цитирования (for references):
Кузнецова Г.П., Патрикеева В.В. Рациональное группирование пластов в эксплуатационный объект // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 46–50.
Kuznetsova G.P., Patrikeeva V.V. Rational grouping of layers into a production facility (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 46–50.

Эксплуатационным объектом, или объектом разработки, называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом, позволяет вносить коррективы в ранее принятые решения по уже разрабатываемым месторождениям.

Решение вопроса о рациональном группировании пластов в эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении связано с определенными трудностями. Решение о выделении минимального количества объектов позволяет разрабатывать месторождение меньшим количеством скважин и тем самым обеспечивать весомую экономию капитальных вложений. Однако при этом суммарная продуктивность скважин может оказаться несколько меньшей, чем сумма значений продуктивности пластов при их раздельной разработке, затрудняется также управление процессом разработки [1].

Обоснование выделения эксплуатационных объектов обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматриваются геолого-физические особенности, как благоприятствующие, так и препятствующие объединению пластов для совместной разработки. На втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

В статье приведен пример обоснования эксплуатационного объекта пласта D3fmIII+IV с учетом его геолого-физических особенностей на примере одного из месторождений Хорейверской нефтегазоносной области.

В тектоническом отношении изучаемое месторождение расположено в пределах Печорской синеклизы и приурочено к Центрально-Хорейверской зоне рифогенных построек.

Нефтяные залежи выделены в фаменских отложениях верхнего девона – пластах D3fmIII и D3fmIV, представленных известняками, нефтеносность которых установлена по данным опробований, ГИС и керна.

При выделении объектов разработки, состоящих из нескольких пластов, необходимо, чтобы выполнялись следующие геологические требования.

1. Объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопределяет их положение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д.

Пласты D3fmIV и D3fmIII принадлежат единому уровню нефтеносности, поскольку отложения пласта D3fmIV залегают непосредственно на отложениях пласта D3fmIII. Граница между пластами D3fmIII и D3fmIV прослеживается неуверенно. Толщина непроницаемого раздела между ними не выдержана по площади (рис. 1). В восточной части месторождения перемычка незначительная, по направлению к западу становится достаточно мощной и вновь уменьшается в центральной части и к югу.

Покрышкой для продуктивной толщи D3fmIII+IV служат плотные глинисто-карбонатные отложения средне-позднефаменского возраста, представленные известняками глинистыми с тонкими прослоями доломитов и аргиллитов (на рисунке 1 породы покрышки – пачки серого и ярко зеленого цвета в кровле пласта D3fmIV).

2. Все нефтеносные пласты, имеющие единую поверхность водонефтяного контакта, могут быть объединены в один эксплуатационный объект.

Согласно результатам интерпретации 3D-сейсморазведочных работ 2010 г.
и скважинным данным, в пределах изучаемой территории выделены две структуры, разделенные прогибом, к которым приурочены залежи с разными отметками ВНК. Для северной залежи ВНК принят на уровне а.о. – 2920,4 м (рис. 2а). Для южной залежи ВНК принят на уровне а.о. – 2904,3 м (рис. 2б).

В пласте D3fmIV водонасыщенные коллекторы вскрыли только три скважины – №№ 3, 33 и 22, которые полностью водонасыщены и в нижележащем пласте D3fmIII. В пласте D3fmIV, по данным опробования в скважине № 5, подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора по РИГИС с промышленным притоком нефти отмечена на а.о. – 2916,1 м. В соседних скважинах – № 1807 и № 1 –  в пласте D3fmIII подошва нефтенасыщенного коллектора, согласно опробованиям и с учетом данных ГИС (скв. 1807), и кровля водонасыщенного коллектора по ГИС (скв. 1) расположены на одном уровне а.о. – 2920,4 м.

Геологическая модель построена для залежей каждого пласта в отдельности, но с единой поверхностью ВНК для верхнего пласта D3fmIV и нижнего пласта D3fmIII, поскольку на данном этапе изученности нет основания для определения границы раздела «нефть – вода» по другому принципу.

3. Природные режимы пластов должны быть одинаковыми.

Нефтяные залежи пластов D3fmIV и D3fmIII имеют упруго-водонапорный режим и приурочены к инфильтрационной водонапорной системе (gradP=0,011). Начальное пластовое давление в залежах (31,8 МПа) намного превышает давление насыщения (7,1 МПа). Нефть в пластовых условиях имеет повышенную вязкость (в среднем – 5,9 мПа.с). Пласты обладают высокой геологической неоднородностью. Размеры залежей D3fmIII+IV значительны: северная залежь – пластово-массивного типа площадью 4,1x3,6 км, высотой 60 м; южная залежь – пластово-массивного типа площадью 12,0x4,6 км, высотой 109 м.

4. Пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов во избежание различий в характере перемещения жидкости в пластах с разной структурой пустотного пространства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин и т.д.

Пласты D3fmIV и D3fmIII идентичны по литологии и типу коллекторов. Коллекторами служат известняки водорослевые сферово-сгустковые и сгустково-сферовые, сгустково-комковатые, комковатые и строматолитовые, в подчиненном количестве включающие прослои известняков органогенно-обломочно-детритовых, тонкозернистых. В неэффективной части пласта распространены известняки водорослевые сферово-сгустковые, сгустково-комковатые с базальным цементом (от 25 до 35–40%), детритово-шламовые, также известняки водорослево-пелитоморфные со сферами, комками, органогенным детритом и шламом.

Коллекторы пластов D3fmIV и D3fmIII в основном представлены карбонатами: кальцит – 98,6% с редкими прослоями доломитов (0,9%), кварц (0,4%), глина (0,04%) и полевые шпаты (0,02%), пирит, сидерит и ангидрит (0,1%).

Согласно керновым исследованиям, тип пустотного пространства коллекторов смешанный: межзерново-кавернозно-трещинный. Коэффициент пористости коллекторов пласта D3fmIV составляет в среднем по залежам 0,08, для пласта D3fmIII – 0,1 (рис. 3).

5. Желательно, чтобы пласты мало различались по проницаемости и неоднородности, что способствует приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех пластов при общем забойном давлении.

Если по пористости коллекторы пластов отличаются незначительно, то карты проницаемости по пластам D3fmIV и D3fmIII показывают (рис. 4), что по ее величине пласты все-таки отличаются друг от друга. Нижний пласт D3fmIII (рис. 4б) обладает большей проницаемостью (в среднем в пределах двух залежей 183 мПа.с), чем залегающий выше пласт D3fmIV (рис. 4а) (в среднем в пределах двух залежей 78мПа.с). Поэтому в процессе разработки необходимо дополнительно проанализировать каждый пласт по продуктивности с приоритетом проницаемости и оценить процесс вытеснения по верхнему и нижнему пластам отдельно.

В процессе разработки следует опасаться прорыва воды в коллекторы верхнего пласта. Поскольку нижний пласт обладает повышенной проницаемостью, то процесс обводнения для него будет идти интенсивнее. Это связано с присутствием трещиноватости коллекторов обоих пластов.

Геологическая неоднородность пластов высокая. Расчлененность пласта D3fmIV составляет в среднем 6,8; доля коллекторов в объеме пласта – 0,28. Для пласта D3fmIII расчлененность 8,8; доля коллекторов в объеме пласта – 0,4 (рис. 5). Необходимо отметить, что нижний пласт в полном объеме (до подошвы) вскрыт ограниченным количеством скважин.

6. Между выделяемыми эксплуатационными объектами должны иметься надежные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами.

Пласты D3fmIV и D3fmIII рассматриваются единым и единственным объектом разработки D3fmIV+III на изучаемом месторождении. Вследствие незначительной толщины раздела между пластами и трещиноватостью породы пласты образуют единую гидродинамическую систему с единой поверхностью ВНК.

Покрышкой пластов D3fmIV и D3fmIII служат плотные глинисто-карбонатные отложения толщиной до 93 м.

При строительстве скважин необходимо осуществлять контроль качества изолирования объекта разработки от выше и залегающих ниже водоносных пластов.

7. В объединяемых пластах вязкость нефти в пластовых условиях должна быть одинаковой, что обеспечивает общие закономерности процесса вытеснения нефти.

Глубинные и поверхностные пробы нефти из пластов D3fmIII и D3fmIV отбирались как отдельно по каждому пласту, так и при совместном опробовании. Нефти очень близки по своим свойствам. Вязкость пластовой нефти в обоих пластах изменяется в пределах 3,14–8,6 мПа.с, в среднем составляет 5,9 мПа.с.

8. Нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества во избежание смеси нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки.

В соответствии с технологической классификацией, нефть пластов D3fmIII и D3fmIV – сернистая, высокопарафинистая, тяжелая.

9. Эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин.

Для большей достоверности запасы были подсчитаны двумя способами: объемным методом путем перемножения подсчетных параметров и по картам удельных запасов (совмещенные контуры нефтеносности северной и южной залежей пластов D3fmIII и D3fmIV показаны на рисунке 6). Сходимость составила менее 3%, что является доказательством высокого качества подсчета. В целом по объекту разработки D3fmIII+IV извлекаемые запасы нефти категории В+С1 составили порядка 30 млн т. Согласно «Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (2001 г.), месторождение по величине запасов относится к средним. Величина извлекаемых запасов, расположение месторождения относительно мест сбора и сбыта продукции, экономические расчеты позволяют говорить о рентабельности разработки эксплуатационного объекта и возможности эксплуатации залежей пластов D3fmIII+IV единым фондом скважин.

В статье рассмотрены геологические требования для объединения продуктивных пластов D3fmIII и D3fmIV в один эксплуатационный объект. Совокупность указанных выше факторов по состоянию изученности позволяет рассматривать пласты D3fmIV и D3fmIII как единый объект разработки D3fmIII+IV.

Исследования выполнены с применением отечественного продукта AutoCorr (свидетельство № 2004610585) и методических приемов корреляции [2].

 

 

Литература:

  1. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.

  2. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин / Под ред. проф. И.С. Гутмана. М.: ИД «Недра», 2013.

 

References:

  1. Ivanova M.M., Cholovskiy I.P., Bragin Yu.I. Neftegazopromyslovaja geologija [Petroleum field geology]. Moscow, Nedra-Biznestsentr LLC, 2000.

  2. Metodicheskie rekomendacii k korreljacii razrezov skvazhin [Methodological recommendations for well log correlation]. Ed. by Professor I.S. Gutman. Moscow, Nedra Publishing House, 2013.



← Назад к списку


im - научные статьи.