ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ В ПРЕДСТАВЛЕНИИ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ НА ВЫБОР СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В АРТИНСКОМ ЯРУСЕ ЛАБАГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В условиях современного развития нефтедобывающей отрасли наиболее важным представляется вопрос поиска новых, более эффективных технологий извлечения нефти. Для выбора этих технологий первостепенное значение имеет состояние геологической изученности залежи нефти. В свою очередь, высокая степень изученности обеспечивается комплексным, всесторонним подходом, с применением новейшего оборудования, новых методик и связанного с ними программного обеспечения. Появление нового программного обеспечения позволяет заново проанализировать и переинтерпретировать результаты исследований, полученные 20 – 30 лет назад, в период поисково-разведочных работ. Результаты такой переинтерпретации подчас противоречат прежним представлениям о геологических условиях залегания углеводородов.

Рассмотрим влияние изменения в представлении о геологическом строении на выбор системы разработки на примере залежи нефти в артинском ярусе Лабаганского месторождения.

Лабаганское нефтяное месторождение имени В. Шмергельского находится в Ненецком АО Архангельской области, входит в группу месторождений вала Сорокина. По геологическому строению месторождение относится к очень сложным.

Первоначально артинский ярус Лабаганского месторождения классифицировался как карбонатный пласт с каверно-трещинно-поровыми коллекторами. В связи с этим подход к разработке пласта изначально базировался на типичных для Тимано-Печорской провинции методах нефтеизвлечения для трещинных карбонатных коллекторов.

Ввод Лабаганского месторождения в эксплуатацию был форсированным и прошел без достаточного комплекса предварительных мероприятий по изучению месторождения. Предварительные данные для разработки артинского яруса были недостаточны и ошибочно интерпретированы. Бурение и ввод эксплуатационных скважин показал некорректность принятых положений и требовалась тщательная переработка материалов для корректировки как системы размещения скважин, так и способов их заканчивания.

В частности, работа добывающих скважин противоречила принятым петрофизическим параметрам пласта. При высокой пористости от 28 % до 30 % и высокой начальной нефтенасыщенности керновые исследования показывали низкие значения проницаемости не превышающие 20 мД, в среднем от 1 мД до 5 мД. Входные дебиты по скважинам существенно различаются и выделяется две группы скважин с высокими (до 200 т/сут.) и низкими (менее 50 т/сут.) входными дебитами при практически одинаковых данных каротажа (рисунок.1), позволяющих сделать вывод о выдержанности пласта по всей площади месторождения.

Рисунок 1. Данные каротажа

Стандартные для карбонатных пластов соляно-кислотные обработки ПЗП не давали положительного эффекта. Основная добыча по артинскому пласту Лабаганского месторождения связана со скважинами, пересекающими разломы. При этом скважины, проходящие рядом с разломами и предположительно пересекающие сети приразломных трещин, показывают входные дебиты от 5 до 10 т/сут., что противоречит общепринятым понятиям о работе месторождений с трещинно-поровым типом коллекторов.

Различие входных дебитов и дебитов на установившемся режиме типично для карбонатных пластов, но в рассматриваемом случае сомнения вызывал тот факт, что только в случае пересечения разломов удавалось получить приемлемые с точки зрения экономики дебиты. В связи с непониманием работы коллектора была разработана программа дополнительных исследований, включающая в себя как типовые стандартные исследования керна, так и специализированные комплексы ГИС.

Дополнительные керновые исследования, направленные в первую очередь на изучение литофациальных параметров пласта показали наличие в коллекторе большой доли терригенной и силицитовой составляющей при наличии карбонатов в пласте (рисунок 2).

Рисунок 2. Силицит биокластовый (кремневая порода)

Рисунок 3. Концептуальная модель артинского пласта Лабаганского месторождения

На рисунке 3 представлена концептуальная модель артинского пласта Лабаганского месторождения, изменённая в результате комплексного анализа данных. Изменение модели, в свою очередь привело к пересмотру системы размещения проектных скважин, изменению способов заканчивания и корректировке системы и методов разработки.

Проведенный на горизонтальной скважине спецкомплекс ГИС (рисунок 4), включающий в себя методы исследования вторичной пустотности, литологического строения пласта, керновые данные, ГДИС, ПГИ, анализ добычи, привёл к следующим концептуальным положениям:

1. Коллектор артинского яруса Лабаганского месторождения представлен породами смешанного карбонатно-терригенно-силицитового типа.

2. Тип коллектора – поровый, порово-трещинно-каверновый.

3. Проводящими интервалами являются зоны, связанные с разломами.

4. Вторичная пустотность составляет доли процента, большинство трещин являются залеченными.

5. Матрица в блоках между разломами слабо проводящая с наличием изолированных каверн и залеченных трещин (в основном карбонатный цемент с примесью глинистой составляющей).

Применение СКО для ОПЗ неэффективно в связи с наличием большого количества мелкодисперсных терригенных и силицитовых нерастворимых примесей.

Рисунок 4. Результаты спец. комплекса ГИС в ГС, пересекающей разломы

Существенное изменение о представлении типа коллектора в свою очередь определило изменение системы размещения скважин и системы ППД (Рисунок 5):

1. отказ от регулярной сетки скважин в пользу системы размещения добывающих ГС перпендикулярно разломам;
2. комбинированная система размещения нагнетательных скважин вдоль краевых разломов в сочетании с избирательной площадной системой размещения. Предлагаемая система заводнения позволит избежать прорывы закачиваемой воды по разломам в добывающие скважины.

Рисунок 5. Пересмотр сетки скважин и системы ППД для оптимизации разработки артинского пласта

При принятой на основе анализа данных оптимизации сетки скважин, отказа от СКО, типичных для карбонатных коллекторов, оптимизации системы ППД, тем не менее остается вопрос о вовлечении в разработку недренируемых запасов низкопроницаемой матрицы в блоках между разломами. Решение этой проблемы видится в применении многостадийных ГРП в добывающих горизонтальных и ГРП в нагнетательных наклонных скважинах.

Основной проблемой при проведения МГРП в трещиноватых пластах является возможный уход технологических жидкостей по существующей системе залеченных трещин в случае их открытия. Для решения данной задачи построена геомеханическая модель артинского пласта Лабаганского месторождения (Рисунок 6), учитывающая данные исследований по минимальному и максимальному стрессу, геомеханическим параметрам, на основе данных спецкомплекса ГИС и керновых исследований.

Рисунок 6. Карта геомеханических напряжений

На основе полученных расчетов заложены участки ОПР для проведения работ по МГРП.

Приведённые данные позволяют сделать следующие выводы:

1. несоответствие результатов ввода скважин представлению о геологическом строении залежи потребовало проведение дополнительных исследований;

2. выполнена программа дополнительных исследований, включающая в себя как типовые стандартные исследования керна, так и специализированные комплексы ГИС;

3. в результате комплексного анализа всех данных была пересмотрена концептуальная модель артинского пласта Лабаганского месторождения;

4. выполнено уточнение представления о типе и составе коллектора;

3. выявлены наиболее проводящие интервалы пласта в зонах, связанных с разломами;

5. вторичная пустотность составляет доли процента, большинство трещин являются залеченными;

6. установлена слабая проводимость матричной части коллектора, связанная с наличием изолированных каверн и залеченных трещин;

7. отсутствие эффекта от традиционных для карбонатов соляно-кислотных обработок объясняется наличием большого количества мелкодисперсных терригенных и силицитовых нерастворимых примесей;

8. выработаны рекомендации по трансформации проектной регулярной сетки скважин. Предложена система размещения добывающих ГС перпендикулярно разломам, комбинированная система размещения нагнетательных скважин вдоль краевых разломов в сочетании с избирательной площадной системой размещения.

Список литературы:

1. Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие. Томск: Изд-во ТПУ, 2004. – 176 с.
2. Пуртова И.П., Вариченко А.И., Шпуров И.В. Трудноизвлекаемые запасы нефти. Терминология. Проблемы и состояние освоения в России // Наука и ТЭК. – 2011. № 6. с. 21-26.
3. Фомкин А.В., Жданов С.А. Повышение эффективности нефтеизвлечения: необходимость и тенденции // Бурение и нефть – 2015. № 04, с.14-19.