Комплексный подход к определению эффективности системы поддержания пластового давления в карбонатных коллекторах

Полный текст

Введение

Несмотря на длительную историю разработки нефтяных месторождений, на сегодняшний день карбонатные коллектора остаются малоизученными и по сравнению с терригенными разрабатываются с меньшей степенью управления в координатах «добыча/регулирование разработки посредством системы поддержания пластового давления (ППД)». Связано это прежде всего с несовершенством существующих методик проведения гидродинамических исследований и исследований кернового материала и отсутствием корреляции между параметрами скважин в трещиноватых коллекторах, отличающихся высокой анизотропией. И хоть гидродинамические исследования скважин подтверждают ожидаемые «режимы двойной пористости/проницаемости» по трещиновато-поровым пластам, и ожидаемая расчётная модель трещин ограниченной и неограниченной проводимости в карбонатах с осуществлённым гидроразрывом пласта определяется с хорошей достоверностью, необходимо понимать, что существующая система разработки карбонатных коллекторов является менее эффективной по сравнению с системой разработки терригенных коллекторов. Применяемые в настоящее время технологии, такие как бурение боковых стволов, ГРП, обработка призабойной зоны (ОПЗ), решают проблему выполнения плана проектных показателей, но нельзя не отдавать себе отчёт в том, что они влияют в большей части на увеличение темпов отбора нефти и не столь эффективно решают задачу повышения коэффициента извлечения нефти посредством увеличения коэффициентов охвата/вытеснения, т. е. задача по оптимальному вытеснению запасов (целиков) нефти в матрице пород и в трещиноватом пространстве карбонатного коллектора выполняется не в должной мере.

Проводимые мероприятия по контролю и регулированию системы ППД имеют малую успешность, которая ощущается постфактум, и эффект бывает положительным в малом количестве случаев. Факт отсутствия прямого влияния нагнетательных скважин и прямой оценки эффективности ППД (Qнефти до/Qнефти после) обуславливает некоторую «ущербность» мероприятий по фонду ППД перед мероприятиями по добывающему фонду. Практически у всех нефтяных компаний существует потребность в поиске и определении направлений повышения эффективности ППД в карбонатных коллекторах, но единых мнений, как работать с закачкой в карбонатах, нет. В сложившейся ситуации по направлению ППД карбонатных коллекторов можно отметить следующие основные моменты:

 

Рис. 1. Схема местоположения Дачного месторождения

Fig. 1. Location diagram of the Dachnoe deposit

 

Материалы и методы

Для проведения исследований был выбран участок ППД по башкирскому (C₂bsh) и верейскому (C₂vr) объектам среднего карбона Дачной структуры Дачного месторождения Республики Татарстан. Тектонически участок приурочен к Ульяновской структуре Южно-Татарского свода [1, 2]. На рис. 1 представлена схема местоположения Дачного месторождения.

 

Рис. 2. Обзорная карта опытного участка, верейский горизонт

Fig. 2. Overview map of the experimental site, Vereisky horizon

 

Опытный участок (рис. 2) отличается от других наличием явного влияния от закачки с момента перевода скважин в нагнетание и тем, что в 2020 г. в процессе ввода скважин из бурения с уплотненной сеткой расположения забоев (1-й, 2-й ряды от нагнетательной скважины при сетке разбуривания 150×150 м) выявлены случаи избыточного устьевого давления (фонтанирования) сразу после перфорации, без проведения ОПЗ, ГРП и т. п. Подобные случаи по карбонатным объектам месторождений юго-востока республики не считаются обыденным явлением и крайне редки. Целью исследования было выявление закономерностей по участку с наличием явного влияния системы ППД, с идентификацией максимального количества факторов, определяющих данную конкретную ситуацию для оценки возможности дальнейшего тиражирования на другие аналогичные месторождения.

Анализируя предыдущие работы на предмет определения пространственных структур, в том числе и линейного характера распространения, необходимо отметить, что в 2004 г. на Дачном месторождении проведены сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки (МОГТ-2D) [3]. Целевым назначением работ было уточнение геологического строения локальных поднятий и выдача рекомендаций по оптимальному размещению сетки скважин.

Основными геологическими задачами исследований МОГТ-2D были:

Результаты сейсморазведочных работ на Дачной площади представлены временными разрезами, частично переобработанными и полностью переинтерпретированными в отчетный период, а также картами интервальных времен между основными отражающими границами, совмещенными с картами интервальных скоростей, схематическими структурными картами кровли продуктивного пласта С₂vr₃ верейского горизонта, рассчитанными методом схождения от отражающих границ В и У, схемой сопоставления основных тектонических элементов. На карты по продуктивным пластам вынесены внешние контуры нефтеносности по данным бурения и сейсморазведки, прогнозные контуры залежей по данным сейсморазведки и зоны отсутствия коллекторов по данным бурения (рис. 3).

 

Рис. 3. Структурная карта по кровле C₂vr₃ верейского горизонта Дачного поднятия

Fig. 3. Structural map of the top C₂vr₃ of the Vereisky horizon of the Dachnoe uplift

 

Целевым назначением работ являлось уточнение геологического строения локальных залежей, в том числе и Дачного поднятия. Необходимо отметить, что полученные профили не внесли радикальных изменений в существующие представления о местоположении тектонических элементов и их соотношений. Описание структурных планов на площади исследований в основном повторяет изложенное ранее, с уточнением отдельных деталей, размеров и амплитуд.

На площади преобладают в основном прогибы субмеридионального простирания, в восточной части месторождения намечены также прогибы субширотного и северо-восточного направлений. Важно подчеркнуть, что по результатам анализа исследований МОГТ-2D по целевым верей-башкирским отложениям не выявлено зон региональных дизъюнктивных нарушений и каких-либо схожих с ними структур линейного характера распространения.

Для ответа на вопрос «Являются ли карбонатные верей-башкирские отложения единой гидродинамической системой?» необходимо обратиться к геологическому строению и геолого-физическим характеристикам данных коллекторов, а также прибегнуть к анализу ранее проведенных ГРП на опытном участке.

Верейские залежи имеют пластово-сводовое строение, сложены карбонатно-поровыми коллекторами. Средняя общая толщина составляет 26 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 5–6 м. Карбонатные пласты расчленяются терригенными перемычками. Основными нефтеносными являются пласты С₂vr₃ и С₂vr₂, расположенные в подошве, ближе к подстилающей кровле башкирского яруса.

Башкирские залежи имеют массивное строение, сложены карбонатно-поровыми коллекторами. Средняя общая толщина составляет 26 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 5–9 м. Основными нефтеносными являются пласты С₂bsh₂, расположенные в кровле, ближе к перекрывающей подошве верейского горизонта. Перемычка между верейским горизонтом и башкирским ярусом сложена глинистым пропластком мощностью 1–2 м, в очень редких случаях данная перемычка отсутствует.

На рассматриваемом участке было проведено десять операций гидроразрыва пласта, по пять на верейском и башкирском горизонтах. Объединенная карта ГРП Дачного поднятия по объектам с разбивкой по годам, которая говорит о довольно высокой плотности ГРП участка, представлена на рис. 4.

 

Рис. 4. Объединенная карта ГРП по верей-башкирскому объекту Дачного поднятия

Fig. 4. Combined hydraulic fracturing map for the Verey-Bashkir object of the Dachnoe uplift

 

Для комплексного анализа рассмотрим характеристики трещин ГРП, полученные как по результатам дизайна, так и методом, максимально близким к прямым замерам (исследованиям), а именно к определению эффективности гидроразрыва с использованием маркированного проппанта, который проводился на скв. № 1420 Дачного поднятия [4]. Основные характеристики трещин представлены в табл. 1, согласно которой средняя высота трещин в скважинах после проведения ГРП составляет 33,6 м, средняя длина трещин 108 м (полудлина 54 м).

 

Таблица 1. Характеристика трещин ГРП на участке Дачного поднятия

Table 1. Characteristics of hydraulic fractures in the Dachnoe uplift area

№ скв Well no.	Объект ГРП Hydraulic fracturing facility	Пласт ГРП Hydraulic formation	Дата ГРП Date of hydraulic fracturing	Высота трещиныпо  дизайну, м Crack height by design, m	Полудлина трещины по  дизайну, м Half-length of crack by design, m	Объём проппанта, т Proppant volume, t
1420	Башкир	C₂bsh₂	2014	32	44	18
1620	Верей	C₂vr₂	2020	35	64	7
1621	Башкир	C₂bsh₂	2020	44	40	7
1622	Башкир	C₂bsh₂	2020	35	68	11
1623	Башкир	C₂bsh₂	2020	43	53	7
1624	Башкир	C₂bsh₂	2020	33	55	7
3552	Верей	C₂vr₂,₃	2015	28	65	20
3560	Верей	C₂vr₂	2020	28	56	20
3569	Верей	C₂vr₃	2021	31	48	23
3583	Верей	C₂vr₃	2019	27	49	24

 

В своей работе более подробно коснемся метода с использованием маркированного проппанта. В состав данного проппанта входит Gd⁶⁴_157.25, отличающийся высоким сечением радиационного захвата нейтронов и являющийся одним из наиболее сильных из известных поглотителей нейтронов. Таким образом, с помощью методов спектрального импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГК-С) и импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГК) можно определить места (интервалы) скопления маркированного проппанта в интервале ГРП. По данным ИНГК данный интервал отмечается понижением показаний значений τ30 и τ60 по сравнению с фоновым замером до ГРП. По методу ИНГК-С рассчитывается условное содержание изотопа Gd по стандартным спектрам гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) до и после ГРП. Факт наличия проппанта в трещинах определяется по увеличению условного содержания изотопа Gd [5, 6].

Для оценки анизотропии и определения направления трещиноватости верей-башкирских отложений также проводились исследования акустическими методами до и после осуществления гидроразрыва пласта в скважинах [7–9]. Оценка анизотропии среды проводилась на основе разницы физических свойств пород в разных направлениях. Причиной анизотропии пород может послужить изменчивость свойств породы, трещины, разломы, тонкослоистость, дисбаланс горизонтального напряжения. Масштаб и направление азимутальной анизотропии по поперечным волнам определяется по 4-компонентным кросс-дипольным замерам. Азимутальная анизотропия определялась по разнице скоростей поперечных волн, приходящих во взаимно-перпендикулярных направлениях.

Для оценки направления движения жидкости и выявления каналов фильтрации в процессе работы нагнетательных скважин, а также для оценки активности естественной трещиноватости карбонатных коллекторов верей-башкирских отложений и локальных изменений по латерали в 2021 г. проводился наземный микросейсмический мониторинг Дачного поднятия Дачного месторождения [10–12]. Измерения были в нагнетательных скважинах в соответствии с планом проведения работ по циклическому заводнению.

Результаты

В результате проведенных исследований с использованием комплекса ядерно-физических методов (ЯФМ), включающих С/О-каротаж и ИНГК до и после ГРП в скв. № 1420 башкирского горизонта, установлено, что эффект наблюдается в интервале глубин 930,0–957,0 м, что свидетельствует о проникновении проппанта и гидроразрыве пласта C₂vr₂ через глинистую перемычку с C₂bsh₂. Здесь сразу возникает вопрос о возможных путях проникновения и распределения проппанта в пласте С₂vr₂. Теоретически проппант мог проникнуть через трещины ГРП, вторым путем его проникновения могли послужить трещины в некачественном цементном камне за обсадной колонной по каналам заколонной циркуляции. Обращаясь к исследованиям цементного камня акустическими методами после проведения процесса ГРП, необходимо отметить, что наличие «свободной» эксплуатационной колонны в интервале исследований не отмечается, цемент на границе C₂vr₂ и C₂bsh₂ хороший, соответственно маркированный проппант распределился в пласте по трещинам ГРП.

В табл. 2 представлены интервалы с наибольшим скоплением (проникновением) проппанта.

 

Таблица 2. Распределение скопления маркированного проппанта по интервалам. Скв. № 1420, C₂bsh₂

Table 2. Distribution of marked proppant accumulation by intervals. Well no. 1420, C₂bsh₂

Интервал/ Interval	Кпрmax, мД/ Kprmax, mD	Кпmax/ Kpmax, %
939,8–942,0	292,65	16,8
945,4–946,8	–	9
947,5–949,3	351,36	17,4
950,5–953,1	580,58	18,3

 

Представленные интервалы характеризуются хорошими коллекторскими свойствами: значения пористости находятся в пределах от 9,0 до 18,3 %, проницаемость составляет от 292,65 до 580,58 мД.

По методу ИНГК отмечается понижение показаний времени жизни тепловых нейтронов Δτ30=τ_нач–τ_тек (разностный параметр) в среднем на 33 мкс для зонда 30 (светло-синяя заливка) и Δτ60 в среднем на 36 мкс для зонда 60 (темно-синяя заливка) (рис. 5).

 

Рис. 5. Влияние маркированного проппанта на показания метода ИНГК

Fig. 5. Marked proppant impact on the pulsed Neutron-Gamma log method indications

 

По методу ИНГК-С содержание изотопа Gd увеличивается в среднем по интервалу 930,0–957,0 м на 18 усл. ед. по сравнению с фоновым замером.

Оценка анизотропии скорости поперечных волн проводилась во всём интервале исследования. Были получены значения коэффициента анизотропии по скоростным характеристикам кросс-диполей, а также по изменению энергии кросс-диполей, и проведена оценка направления максимального напряжения горных пород.

Изменение коэффициента анизотропии при сопоставлении двух замеров до и после проведения ГРП, а также расхождение поперечных волн при расщеплении их на «быструю» и «медленную» наблюдается в интервалах 926,6–946,7 и 950,9–955,9 м. Высота трещин составила соответственно 20,1 и 4,94 м. Трещина преимущественно распространилась вверх. Максимальная раскрытость трещины наблюдается на глубинах 930,5–932,4; 938,4–940,4 м. На основе роз направлений трещиноватости, полученных за весь период мониторинга, по целевым горизонтам наблюдается общая схожесть азимутов направления развития трещиноватости в верей-башкирских отложениях с преобладающим азимутом простирания равным 350–360 ° с размахом ≈ ±15° [13].

Гидродинамическая связь между скважинами и скорость фильтрации жидкости определялись по результатам трассерных исследований аналогичного по геологическому строению и гидродинамической ситуации Кутеминского поднятия. Первые порции трассера поступили в контрольные скважины спустя 2–6 часов от начала закачки. Максимальные скорости фильтрации наблюдались по объекту разработки C2b – до 8832 м/сут, по объекту разработки C₂vr они ниже и не превышают 6072 м/сут. По анализу максимальных скоростей фильтрации, проницаемости, количеству каналов фильтрации, количеству обнаруженного трассера выявлено, что более сильные гидродинамические связи наблюдаются с наиболее удаленными скважинами, причем по обоим пластам. Движение трассера «Уранин-А» за все время наблюдения происходило только по трещинному типу коллектора [14, 15].

По результатам выполнения работ по определению скорости фильтрации закачиваемой жидкости установлено преобладающее движение в сторону ВНК, а также хорошая корреляция направлений движения жидкости в пласте с направлениями трещиноватости и максимального горизонтального стресса. Это говорит в пользу того, что направления движения жидкости в пласте и положения каналов фильтрации зависимы от естественной трещиноватости и её ориентации [16–18].

Для подтверждения эффективности влияния системы ППД по верей-башкирским отложениям и доказательства её наличия были проведены работы по планированию и организации циклической закачки на нагнетательной скважине № 3574 экспериментального участка. Анализ показал, что влияние циклики по добывающим скважинам есть и в той или иной степени прослеживается по всем добывающим скважинам. Наиболее прямое и быстрое влияние прослеживается на добывающий скважине № 1624 (С₂bsh₂, ГРП 2020г.). График влияния в период с октября 2021 г. по 31.12.2021 г. представлен на рис. 6.

 

Рис. 6. Влияние нагнетательной скв. № 3574 на добывающую скв. № 1624

Fig. 6. Injection well no. 3574 impact on production well no. 1624

 

Анализируя график влияния, необходимо отметить, что увеличение объёмов закачки на нагнетательной скважине № 3574 отражается ростом забойного давления и обводненности на добывающей скважине № 1624, аналогичная ситуация, но только в обратную сторону и с меньшим временем реакции наблюдается при уменьшении объемов нагнетания. Оперативная реакция на закачку коррелируется выявленными при наземном микросейсмическом мониторинге каналами фильтрации и трещиной ГРП, произведенной в процессе разрыва в 2020 г., которая также обусловила данные каналы фильтрации. В ходе экспериментального регулирования закачки сделаны выводы о наиболее оптимальном цикле с компенсацией отбора закачкой в 42 % (1 день нагнетания и 2 дня простоя закачки). Доведение компенсации к классическим 100–120 % по аналогии с терригенными коллекторами путем увеличения объемов закачки или дней нагнетания приводит к прорыву воды в добывающих скважинах и к росту обводненности со значительными потерями нефти [19]. Учитывая проанализированные в работе данные по скорости и направлениям фильтрации, в том числе как по горизонтали, так и по латерали, сделан вывод, что для данного участка компенсация в 42 % оптимальна для поддержания необходимого пластового давления и недопущения падения проектных уровней сверх утвержденных величин.

Заключение

По итогам рассмотрения результатов комплекса выполненных работ можно сделать следующие выводы:

• При определении эффективности гидроразрыва с использованием маркированного проппанта установлено, что трещина ГРП при проведении процессов на кровельную часть башкирского или подошвенную часть верейского коллектора вследствие отсутствия мощной консолидированной перемычки непроницаемых пород распространяется на оба объекта, образуя тем самым единую гидродинамическую систему.
• Оценка анизотропии карбонатных пластов верей-башкирских отложений позволила выявить зоны активизации естественной трещиноватости залежи. И в верейских, и в башкирских отложениях отмечается схожесть азимутов направления развития трещиноватости. Азимуты ориентации событий связаны с направлением естественной трещиноватости в данном районе, а их полная схожесть может рассматриваться как подтверждение существования единой системы трещин верейских и башкирских отложений региона.
• Определена скорость фильтрации нагнетаемого агента для системы ППД. По результатам трассерных исследований максимальная скорость по башкирскому горизонту намного выше, чем по верейскому горизонту (8832 и 6072 м/сут соответственно). Также выделены предполагаемые высокопроницаемые каналы фильтрации, по которым происходит движение закачиваемой жидкости и вытесняемой ею нефти.
• Установлено, что в рассматриваемых условиях Дачного поднятия Дачного месторождения наиболее эффективной является циклическая закачка с циклом 1 день закачки и 2 дня простоя в нагнетании (1×2).

В целом выводы, полученные по итогам работы, говорят об эффективности системы ППД в данных карбонатных коллекторах и о возможности регулирования разработки посредством закачки [20, 21]. Уточнение данных о каналах фильтрации как рабочего агента, так и вытесняемой им нефти, а также знание скоростей продвижения закачиваемой жидкости и направления ее распространения позволяют эффективно регулировать процессы разработки месторождения.

Наличие разуплотненных зон, совпадающих по положению в верейских и башкирских отложениях свидетельствует о единой системе трещин для всей изучаемой толщи, а наличие гидродинамической связи позволяет рассматривать верейскую и башкирскую залежи как единый объект разработки в рассматриваемом районе.

При этом обязательно необходимо принимать во внимание, что каждый объект разработки уникален в своей геологии, методологии разработки и т. д., и масштабирование результатов данных исследований возможно только с учетом истории и предыдущего опыта разработки для каждого конкретного объекта.

Об авторах

Анатолий Андреевич Исаев

ООО УК «Шешмаойл»

Автор, ответственный за переписку.
Email: isaeff-oil@yandex.ru
ORCID iD: 0000-0002-9093-9307

кандидат технических наук, главный специалист по инновационной деятельности

Россия, 423450, г. Альметьевск, ул. Ленина, 15

Екатерина Евгеньевна Левитина

Тюменский индустриальный университет

Email: levitinaee@tyuiu.ru
ORCID iD: 0000-0003-4509-8868

кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Нефтегазового института

Россия, 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

Список литературы

Дополнительные файлы