|
ИСТИНА |
Войти в систему Регистрация |
ИПМех РАН |
||
Современные проблемы разработки карбонатных месторожденийстатья
- Автор: Еремин Н.А.
- Журнал: Нефть и газ (Алматы)
- Номер: 4
- Год издания: 2006
- Первая страница: 109
- Последняя страница: 117
- Аннотация: Современные проблемы разработки карбонатных месторождений Н.А. Еремин, Российский университет нефти и газа им. И.М. Губкина Введение Нефтяные залежи в карбонатных коллекторах относятся к категории сложно-построенных, а запасы нефти – к трудноизвлекаемым. В связи с тем, что доля запасов нефти в карбонатных коллекторах по приблизительным оценкам специалистов, составляет 30-50% мировых запасов нефти, вполне понятен интерес к проблемам разработки данного вида коллекторов. Более половины карбонатных залежей приходится на район Среднего и Ближнего Востока. Довольно значительное количество карбонатных месторождений сосредоточено в Америке, Африке и России. В нашей стране карбонатные коллекторы распространены довольно широко. Общие положения Одной из основных проблем, связанных с освоением и вводом карбонатных залежей в разработку, является их геологическая недоизученность. Как правило, на момент подготовки залежи к разработке имеется несколько разведочных скважин и редкая сеть профилей 2D сеймики. 2D сеймика позволяет идентифицировать небольшое количество линий сброса, что приводит к некорректному построению структурных карт и упрощеной геологической модели (Haldorsen H.H., Damsleth E., 1993). В редких случаях строится архитектура фаций и на ее основе проводится детальное геологическое моделирование. В подавляющем большинстве случаев гидродинамические модели разработки карбонатных месторождений строятся на весьма однородных геологических моделях с незначительными вариациями геолого-физических параметров по залежи. Вертикальная и горизонтальные связи между ячейками гидродинамической сетки бывают преувеличенными. Проблемы создания трехмерных геологических моделей К одной из ключевых проблем карбонатных залежей относится проблема построения трехмерной геологической модели для оценки геологических запасов углеводородов.. Карбонатные коллектора отличаются от терригенных петрофизическими, литологическими характеристиками, условиями образования залежи и условиями их разработки. К карбонатным породам относится обширная группа пород, представленная известняками, доломитами, мергелями. Между этими тремя типами пород имеются всевозможные переходы. Для карбонатных коллекторов характерна очень сложная структура пустотного пространства – от мельчайших пор до крупных каверн и трещин. Структурой пустотного пространства объясняется существенное различие таких параметров карбонатных и терригенных коллекторов как: нижних пределов пористости и проницаемости, коэффициента вытеснения нефти, остаточной водонасыщенности и т.д. Все залежи нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах характеризуются повышенной геологической неоднородностью продуктивных пластов по сравнению с терригенными пластами. Эта неоднородность объясняется разнообразием литолого-структурных форм при многокомпонентном составе известняка (органогенного, органогенно-обломочного, мелкодетритового, пелитоморфного и др.) Карбонатное осадконакопление происходит при отсутствии терригенного осадконакопления и высокой биологической активности на континентальном шельфе. Различают крупные карбонатные тела * рампы и платформы. Рампы * это карбонатные тела, расположенные на удалении от суши, на пологих склонах. Платформами называются карбонатные тела с плоскими вершинами, крутыми склонами, окруженные глубокими водами. Карбонатные шельфы расположены на вершине платформ и рамп. J.L. Wilson (Carbonate facies in geologic histоry, 1975) выделил девять стандартных фациальных поясов в карбонатных обстановках осадконакопления. В зависимости от локальных условий осадконакопления (тектоники, крутизны склона и др.) в каждой из обстановок может присутствовать неполный набор этих фаций. Стандартные фациальные ассоциации (или ФА), по J.L. Wilson, состоят из бассейновых фаций; фаций открытого моря; карбонатов подошвы склона; фаций переднего склона; органических построек или рифов; песков края платформы; фаций открытой платформы; фаций замкнутой платформы и эвапоритов. Бассейновые фации (ФА бассейна) состоят из переслаивающихся аргиллитовых и пелагических илов, карбонатов и эвапоритов. Фации открытого моря (ФА открытого моря) состоят из карбонатов (известковые аргиллиты и мергели) и сланцев. Карбонаты подошвы платформы (ФА подошвы платформы) представлены пелагическими и гемипелагическими отложениями, переслаиваемыми рифовой осыпью. Отложения переднего склона рифа (ФА переднего склона) представляют собой обломки аргиллитов и брекчий. Слоистость часто нарушена. Рифы (ФА рифов) чаще всего представлены иловыми холмами, биокластическими бугристыми и твердыми каркасными рифами. Пески края платформы (ФА края платформы) сложены ооидами, пелоидами и скелетными зернами. Фации открытой платформы (ФА открытой платформы) содержат битурбированные микриты и слои штормовых калькаренитов. Фации замкнутой платформы (ФА замкнутой платформы) состоят из известковых илов, литобиокластических песков, тонкозернистых кластических прослоев. Платформы эвапоритов (ФА эвапоритов) включают желваковый ангидрид, доломит и тонкослоистые эвапориты. Коэффициенты вытеснения нефти в зависимости от условий карбонатного осадконакопления изменяются от 30 (фаций края платформы), 40 (замкнутой платформы), 55 (открытой платформы), 60 (переднего склона) и 80 % (рифа), по данным Milling M.E., 1990. На рис. 1 приведены коэффициент нефтеотдачи процессов разработки (*) и относительная частота встречаемости (N) нефтяных залежей в зависимости от основных обстановок осадконакопления. Зависимость для заводнения получена на основе обработки данных по более 1000 залежей, для естественных режимов * около 1400 залежей. Средневзвешенная нефтеотдача составляет 20,4% для естественных режимов и 36% для заводнения в целом по всем залежам. Мелководно-морские отложения * самые распространенные (N = 50%) и характеризуются достаточно высокой нефтеотдачей при заводнении (около 37%). Прирост нефтеотдачи от применения систем поддержания пластового давления на залежах, сформироващихся в мелководно-морских обстановках осадконакопления, может составить 16%. На рис. 2 представлены коэффициент нефтеотдачи (*) и относительная частота встречаемости (N) нефтяных залежей в зависимости от литологических типов пород. Эти зависимости построены для процессов разработки на естественных режимах (свыше 3000 объектов) и при заводнении (около 1800 объектов). Три наиболее распространенных литологических типа пород * песчаник, известняк и доломит * характеризуются следующей нефтеотдачей при заводнении: 37, 38 и 35% соответственно, а при разработке на естественных режимах нефтеотдача для этих типов пород составляет 24, 23 и 21% соответственно. По эффективности применения заводнения после естественных режимов литологические типы карбонатных пород могут быть проранжированы по величине прироста нефтеотдачи (в %) следующим образом: мел (16), карбонаты (15), известняк (14), доломит (13). По относительной частоте встречаемости залежей углеводородов карбонатные литологические типы пород ранжируются следующим образом (в %): известняк (21,3), доломит (9,17), мел (6,09), карбонат (3,59).Сравнение средневзвешенной нефтеотдачи при заводнении, полученной для литологических типов пород (36,8%), с нефтеотдачей для обстановок осадконакопления (36%) показывает их удовлетворительное согласование, так же как и для средневзвешенной нефтеотдачи для естественных режимов (21 и 20,4% соответственно). Одной из существенных особенностей геологической характеристики, залежей в карбонатных коллекторах является частичное, а некоторых случаях полное отсутствие сообщаемости нефтяной и законтурной области. Это обстоятельство связывается с процессами формирования залежей нефти. Часто активность водонапорных систем залежей нефти ограничивается тектонической нарушенностью структур в пределах залежей. Залежи нефти в карбонатных коллекторах отличаются значительным многообразием. Это пластово-сводовые, массивные, литологически экранированные, тектонически экранированные и т.д. В целом, нефтяные залежи в карбонатных коллекторах относятся к особо сложному типу залежей, требующих повышенный объем исследований как при проведении геолого-разведочных работ, так и в процессе разработки месторождения. Проблемы геологического моделирования карбонатных резервуаров. Основные проблемы связаны с широко распространенным мнением о том, что в карбонатных резервуарах основной тип залежи - это залежи массивного типа, что приводит к погрешности в подсчете запасов и проектирования. Пример: Пласт В1 известняк турнейского яруса, Радаевского месторождения. Первоначально предполагалось, что это залежь массивного типа с одним ВНК. При детальном рассмотрении оказалось, что залежь пластовая с двумя ВНК. Ошибка при подсчете запасов углеводородов составила 45 %. Другой пример рифогенный резервуар на месторождении Golden Spike, США. Первоначально тоже предполагалось, что это массивная залежь. Был пробурен эксплуатационный фонд скважин, началась разработка, но динамика технологических показтелей разработки оказалось существенно низкой по сранению с проектной. Тщательное изучение керновых данных и геофизических исследований скважин позволило выявить тонкий (несколько десятков сантиметров), но в то же время непроницаемый экран, что привело к разукрупнению эксплуатационных объектов и созданию раздельных сеток скважин для каждого эксплуатационного объекта. На рис.3 представлена модель типов коллекторов месторождения Тенгиз, а на рис. 4 модель типы коллекторов – фации месторождения Карачаганак (по К.И. Багринцевой, 1999). С нашей точки зрения, подобные модели могли бы лечь в основу построения трехмерной архитектуры литофаций в геологической модели как месторождения Тенгиз так и месторождения Карачаганак для детального подсчета запасов углеводородов по каждой фации на основе вероятностных функций распределения подсчетных параметров и в целом по местрождениям. Подобный подход был применен нами при подсчете запасов углеводородов по фациям для месторождения Западная Курна, Ирак. В результате существенно изменилось представление о пространственном распределении запасов нефти, что, в конечном итоге, повлияло на рекомендуемую систему доразработки этого месторождения. Кроме того, подобные модели служат необходимым базисом для создание трехмерной модели выделения типовых потоковых элементов (Flow Units) в сложнопостроенных карбонатных месторождениях. Проектирование и анализ истории разработки Проектирование и анализ истории разработки месторождений, продуктивные пласты которых представлены карбонатными коллекторами, всегда отличались значительными трудовыми и временными затратами, обусловленными именно сложностью геологического строения (см. Рис.5). Развитие современных компьютерных технологий в области обработки исходной геолого-физической информации и гидродинамического моделирования позволяют оптимизировать процессы анализа истории разработки месторождения. Классическим примером карбонатных коллекторов являются месторождения Ближнего Востока. Огромные залежи нефти сконцентрированы в мощных толщах известняков. Наиболее крупные залежи нефти в третичных отложениях связаны, главным образом, с рифогенными пористо-кавернозно-трещинными известняками. Наиболее часто встречающиеся и наиболее перспективными с точки зрения разработки являются свиты Мишриф и Шираниш. Проектирование одного из месторождений Ближнего Востока, где основные залежи нефти сосредоточены в вышеуказанных формациях, осуществлялось с помощью построения 3-х мерной геологической модели и последующим гидродинамическим моделированием. Месторождение Алиан отличается сложностью геологического строения, многообразием литотипов пород, а также многообразием фильтрационно - емкостных свойств коллекторов залежей нефти. Тектоника месторождения сложная, имеется ряд нарушений. Основное широтное нарушение проходит по югу месторождения, разделяя его на 2 неравные части. В северной части сосредоточены основные запасы месторождения. Месторождение состоит из двух куполов, залежи которых имеют разное гипсометрическое положение (абсолютные отметки кровли отличаются на 70 м) и разное положение водонефтяного контакта. На месторождении промышленно нефтеносны две продуктивные формации - Ширашин и Массив, разделенные мощной толщей плотных известковых пород. Самыми продуктивными являются коллекторы формации Массив. Коллекторы представлены карбонатными морскими отложениями различного происхождения (хемогенного, биогенного, обломочного). Коллекторы формации Шираниш представлены в основном известняками с подчиненным значением доломитов и мергелей. Палеогеографические условия в морском бассейне были неоднородны, что обусловило сложную картину распространения коллекторов формации Шираниш по площади. По данным кернового материала для пород формации Шираниш среднеарифметическая величина открытой пористости составляет 12,7%, а средневзвешенная- 12,5%. Для пород формации Массив среднеарифметическая величина открытой пористости составляет 12,9%, а средневзвешенная -12,5%. Анализ истории разработки месторождения позволил выделить 5 отдельных объектов, режим разработки которых весьма разнообразен: от чисто упругого до активного естественного водонапорного. Анализ разработки формации Массив свидетельствует о вертикальном механизме извлечения нефти за счет подъема ВНК в условиях массивного строения природного резервуара и интенсивной водонапорной системы. По формации Шираниш в первый период нефть добывалась в основном за счет упругого режима. При этом пластовое давление приблизилось к давлению насыщения. За этот период было добыто примерно половина всей добычи из формации. В последующий период определенное влияние оказывало вторжение воды в залежь. Анализ работы скважин формации Шираниш указывает на то, что вторжение воды в значительной мере происходило из формации Массив, чему способствовал значительный перепад давления между формациями, заколонные перетоки, тектонические нарушения раздела. В целом состояние выработки запасов нефти формации Шираниш весьма неудовлетворительное. Проведенный анализ разработки показал, что имеется резкое различие в характере и степени выработки запасов как между формациями Массив и Шираниш, так и между разными зонами и участками каждой из этих формаций. Эти различия необходимо было учесть при проектировании доразработки месторождения. Было выделено 5 объектов анализа для каждого из которых была проведена оценка текущего состояния разработки. Для этого использованы: • результаты обобщения данных по эксплуатации и опробованию скважин, в которых были получены притоки нефти; • особенности геологического строения залежей каждого из объектов; • особенности реализуемой на месторождении технологии разработки залежей. Из особенностей геологического строения залежей нефти в пределах объектов анализа, главным образом, учитывались: типы залежей, природные режимы продуктивных пластов, характер изменчивости фильтрационных свойств по площади залежей, степень гидродинамической разобщенности объектов по площади и др. Выбор СРС и ПСС на карбонатных резервуарах. В России теория и практика начала разработки карбонатных резервуаров связана с опытом проектирования площади А4 Башкирского яруса, Покровского месторождения. В 1950 г. была составлена первая технологическая схема с законтурной системой заводнения. От законтурного заводнения впоследствии отказались из-за низкой надежности и невысокой эффективности. В 1953 г. было предложено система приконтурного заводнения, но она оказалась удачной наполовину, т.к. на восточном крыле было выявлено отсутствие проницаемого коллектора. Поэтому, в 1955 г. было предложено внутриконтурное заводнение с ПСС до 10 га/скв. Впоследствии внутриконтурное заводнение нашло применение на всех карбонатных залежах (как рядная, так и площадная СРС). Усовершенствование СРС на карбонатных резервуарах шло по пути использования от менее интенсивных СРС (от приконтурного -Россия, США) к более интенсивной системе - внутриконтурному заводнению (3-рядная, 5-, 7-точечная СРС), а также за счет уплотнения сетки скважин по мере уточнения геологической модели залежи. Проблемы гидродинамического моделирования Основная проблема состоит в том, что не удается построить модели типовых потоковых элементов, в отличии от терригенных резервуаров. В терригенных резервуарах, как правило, имеется три –четыре основных литофации, тогда как в карбонатных их число может достигать десяти-двенадцати. Кроме того, каждая литофация карбонатного резервуара может иметь свою собственную систему разломов и трещин. Очень сложно смоделировать увеличение плотности трещин в областях примыкающих к основным тектоническим нарушениям и разломам. Построение гидродинамической модели Восточного и Западного куполов месторождения Алиан производилось на основе детальной геологической модели. С использованием вышеизложенной гидродинамической модели было просчитано несколько вариантов доразработки месторождения, которые отличались системой расстановки скважин, типом скважин, методами воздействия. Однако, в качестве рекомендуемого, был рассмотрен вариант предусматривающий организацию системы ППД, бурение горизонтальных скважин и зарезку боковых стволов в скважинах в зонах с ухудшенными фильтрационными свойствами пород-коллекторов. Методы воздействия на карбонатные резервуары. В настоящее время на карбонатных месторождениях в промышленных масштабах реализованы следующие методы: 1. Гидродинамические методы - циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков; 2. Тепловые методы - термо-полимерное, импульсное дозированное нагнетание теплой воды (ИДТВ); 3. Газовые методы - закачка углеводородных газов с оторочкой растворителя, СО2, водо-газовое воздействие; 4. Физико-химические методы - полимерное и щелочное заводнение. Циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков широко применяется в слоисто-неоднородных, гидрофильных пластах с хорошей гидродинамической связью между прослоями и со сложным трещиновато-кавернозным строением. Полимерное заводнение началось применяться в 1968 г. на Орлянском месторождении (площадь А4 башкирский ярус), что привело к увеличению нефтеотдачи на 6 %. Мицелярно-полимерное заводнение применяется с 1978 год на Яблонском месторождении (Трибеловский купол). Обводненность продукции уменьшилась с 60 до 30 %. Применение термо-полимерного заводнения на Мишкинском месторождении (площадь А4, башкирский ярус) привело к увеличению нефтеотдачи на 20 % и увеличению коэффициента охвата на 10 %. Применение ИДТВ на Гремихинском месторождении (площадь А4, башкирский ярус) увеличило нефтеотдачу на 10-15 %. Выводы Накопленный опыт проектирования месторождений, продуктивные платы которых представлены карбонатными коллекторами, позволил сформулировать основные принципы повышения эффективности разработки: 1. Проектирование осуществляется с применением трехмерных геолого-гидродинамических компьютерных моделей, позволяющих максимально возможно учитывать особенности геологического строения и изменчивость геолого-физических характеристик пласта. 2. Применение компьютерных моделей при проектировании разработки нефтяных месторождений позволяет максимально возможно учитывать геолого-физические особенности строения карбонатных коллекторов. И что особенно важно, моделировать нерегулярные системы расстановки различного типа скважин, применение которых повышает эффективность нефтевытеснения в условиях неоднородных карбонатных коллекторов. 3. Требуется повышенный объем геолого-промыслового исследования и его обобщения для построения геологической модели карбонатных резервуаров по сравнению с терригенными залежами. Применение упрощенной модели массивной залежи с хорошей гидродинамической связью приводит к серьезным ошибкам проектирования. Литература Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа, М.:, РГГУ, 1999, 285 с. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов.: Пер. с англ. М.: Недра, 1986 Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986 Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами.- М.: Наука, 1997.-397 с.
- Добавил в систему: Еремин Николай Александрович
Прикрепленные файлы
| № | Имя | Описание | Имя файла | Размер | Добавлен |
|---|---|---|---|---|---|
| 1. | Полный текст | Neft_i_gaz_2006_No4_s.109-117.pdf | 5,3 МБ | 8 февраля 2018 [EreminNA] | |
| 2. | Полный текст | Ris_k_state_Eremina_N_A_Neft_i_gaz_200.pdf | 583,0 КБ | 8 февраля 2018 [EreminNA] |