Разработка нефтяных месторождений, находящихся на конечной стадии, по существу является проблемой гидрогеологической. К сожалению, вопросы нефтегазопромысловой гидрогеологии, касающиеся этой проблемы, в научных публикациях встречаются весьма редко, за исключением характеристики капиллярных явлений.
Результаты гидрогеологических исследований при разработке нефтегазовых месторождений в Западно-Сибирском мегабассейне широко используются с первых лет его освоения. При этом в 60–80-е годы исследования были связаны с нефтегазопоисковыми и нефтегазоразведочными работами [7].
История изучения микрокомпонентов в подземных водах глубоких горизонтов Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) тесно связана с нефтегазопоисковыми работами. Именно на этапе их бурного развития были выявлены повышенные концентрации микрокомпонентов в водах районов с высокой степенью нефтегазоносности (региональный и зональный прогнозы) и наличие водных ореолов рассеяния микрокомпонентов в приконтурных зонах отдельных пластов (локальный прогноз нефтегазоносности) [7, 8].
Детальные гидрогеохимические исследования начинались на Усть-Балыкском и Мегионском месторождениях, т.к. в то время они были наиболее изученными, в их пределах проводились полевые и лабораторные гидрогеохимические исследования. В ЗапСибНИГНИ эти месторождения были своеобразными полигонами изучения с точки зрения гидродинамики, подсчета запасов, системы ППД и глубокого гидрогеохимического изучения подземных вод (замеры рН и Еh, водных ореолов рассеяния) [6].
Полученные результаты позволили вплотную приблизиться к решению ряда фундаментальных геологических проблем ЗСМБ и осветить некоторые их особенности, в том числе те, которые отражают общую специфику методологии и методики исследований в нефтегазоносных бассейнах.
Важным фактом, установленным в процессе гидрогеохимических исследований, следует считать дифференциацию содержаний различных микрокомпонентов в приконтурной зоне в зависимости от характера углеводородных флюидов (нефть, газ, конденсат) и физико-химических характеристик нефтей в залежах, установленных В.М. Матусевичем в 1967 году, которая и представляет собой по существу важнейшую характеристику водных ореолов рассеяния нефтегазовых месторождений (рисунок) [7].
Изменение содержания микрокомпонентов в водах при удалении от водонефтяного контакта (ВНК) в водоносную часть пласта
Рассмотрение характера водных ореолов рассеяния различных микрокомпонентов (см. рисунок) показывает, что на Усть-Балыкском месторождении падение концентраций до фоновых значений происходит на расстоянии всего 100–200 м от ВНК, в то время как на Мегионском эти расстояния увеличиваются до 200–500 м. При этом во втором случае содержание микроэлементов в водах приконтурной зоны в несколько раз выше [7].
В результате многолетних гидрогеохимических исследований выявлена тесная связь формирования геохимического облика подземных вод с общим процессом формирования осадочных отложений мезозоя ЗСМБ, генетическая природа закономерностей распределения многих микрокомпонентов в системе порода–вода–нефть (газ) и выявлены гидрогеохимические критерии поисков нефти и газа [9].
Важность гидрогеологических показателей нефтегазоносности подтвердилась также исследованиями, проведенными в условиях ЗСМБ А.Э. Конторовичем, Б.П. Ставицким, В.М. Матусевичем, А.В. Рыльковым, Р.Г. Прокопьевой, И.Н. Ушатинским и другими.
Характеристика гидрогеологических и геотермических условий, геохимии подземных вод и нефтегазоносных комплексов ЗСМБ приведена в ряде монографий и статей [6–9].
Изучение водонапорных систем ЗСМБ показало, что с позиций плитной тектоники их распространение контролируется положением разновозрастных мегаблоков земной коры в фундаменте Западно-Сибирской плиты с различными геодинамическими показателями: активными в западном мегаблоке и более пассивными – в восточном. Различная геодинамика этих блоков в мезозойское время повлияла на гидрогеологическую обстановку, литогеохимию отложений в западных, восточных и северных районах ЗСМБ [8].
Усть-Балыкское и Мегионское месторождения разделены Уренгойско-Колтогорским грабен-рифтом, при этом первое находится в активной геотектонической зоне (западный мегаблок), водонапорная система которой развивалась в процессе устойчивого прогибания и накопления в мезозое глинистых толщ большой мощности, обогащенных органическим веществом. Господствующий элизионный водообмен обусловил формирование гидродинамической системы с повышенным напором подземных вод, достигающим 1,3–1,5 условного гидростатического. Для данной водонапорной системы характерна инверсионная вертикальная гидрогеохимическая зональность. Уменьшение общей минерализации вод, от 16 г/л в апт-альб-сеноманских до 5 г/л в юрских отложениях сопровождается ростом содержания гидрокарбонат-иона и уменьшением иона кальция.
Мегионское месторождение расположено в пассивной геотектонической зоне (восточный мегаблок) с признаками инфильтрационной водонапорной системы. Современная гидрогеологическая обстановка здесь имеет черты классического бассейна. Начальные пластовые давления близки к условным гидростатическим, поверхности равных напоров подземных вод закономерно понижаются от области питания к области разгрузки. Общая минерализация подземных вод возрастает с глубиной, т.е. наблюдается нормальная вертикальная гидрогеохимическая зональность (В.М. Матусевич, О.В. Бакуев, 1986) [8].
Район Усть-Балыкского месторождения, залежи которого содержат тяжелые сернистые нефти, характеризуется наиболее восстановительной обстановкой (Eh подземных вод составляет –210 мВ). Более легкие и малосернистые нефти Мегионского месторождения контактируют с водами, окислительно-восстановительный потенциал (ОКВ) которых хотя и имеет низкое значение (Eh = –100...–150 мВ), но все же сдвинут в окислительную сторону [9].
С позиций современных данных, полученных в результате испытания Тюменских сверхглубоких скважин (ТСГ-6, ТСГ-7), инверсия гидрогеохимической зональности в погруженной части не только подтвердилась, но и прослеживается дальше с глубиной, когда снижение минерализации в юрских отложениях ТСГ-6 составляет до 6–8 г/л, в ТСГ-7 минерализация – 1,5–2 г/л, против 30 г/л в апт-альб-сеноманских отложениях. В инверсионной зональности щелочность (рН) вод возрастает до 8–9, на Усть-Балыкском месторождении, по сравнению с водами Мегионского – (рН = 7–7,5).
Наиболее благоприятной для нефтегазообразования следует считать внутреннюю гидрогеологическую зону [8]. Здесь развиты подземные воды специфического геохимического облика, связанные генетически с нефтегазообразованием. Современные данные показывают, что щелочной характер подземных вод в совокупности с высокими пластовыми давлениями, составом рассеянного органического вещества пород (РОВ) и другими геолого-геохимическими условиями способствовали более интенсивной экстракции углеводородов, а интенсивный элизионный водообмен – их миграции в пласты-коллекторы. Можно считать, что состав нефтей Сургутского свода связан не только с составом первично-захороненного РОВ, но и более интенсивной экстракцией из пород РОВ щелочными водами.
В настоящее время основные нефтяные месторождения (около 90 % всех разрабатываемых месторождений РФ) находятся на поздней стадии разработки, а структура остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки активных запасов ухудшается. Эти факторы объективно способствуют падению объемов добычи нефти, растет обводненность добываемой продукции. В данных условиях основным резервом нефтедобычи являются трудноизвлекаемые запасы. Вполне очевидно, что в перспективе количество остаточных нефтей в заводненных пластах будет постоянно возрастать. Такие пласты при применении традиционных методов заводнения вырабатываются низкими темпами с невысокой (обычно не выше 20–30 %) конечной нефтеотдачей.
В результате развития нефтяной науки и практики сформулировалась определяющая концепция увеличения нефтеотдачи – степени извлечения нефти из недр, связанная с совершенствованием методов воздействия на продуктивные пласты.
Характерным примером вышеизложенного является Усть-Балыкское нефтяное месторождение, которое открыто в 1961 г., введено в пробную эксплуатацию в 1964 г. По принятому нефтегеологическому районированию располагается в Сургутском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области (НГО). Оно входит в число крупнейших объектов по количеству начальных извлекаемых запасов, относится к уникальным по геологическому строению – к очень сложным, многопластовым. Пласты характеризуются резкой изменчивостью литолого-физических особенностей пород-коллекторов, как по разрезу, так и по латерали и наличием наклонных ВНК [5].
Месторождение находится на завершающей (четвертой) стадии разработки, при этом объекты БС16-20, ЮС2 – в стадии разбуривания и вместе с объектом БС9 нуждаются в доразведке. Накопленная добыча нефти составляет на 01.01.2010 г. 212,1 млн т, обводненность добываемой продукции – 91,4 %, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет 0,394, степень выработки от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) – 87 %; всего в эксплуатации пребывало 2016 скважин, и в среднем на каждую приходится 105 тыс. т нефти. В настоящее время почти 55 % добывающих скважин находятся в бездействии, консервации или в пьезометрическом фонде. Основной причиной бездействия является высокая обводненность скважин, нерентабельность эксплуатации из-за малодебитности, а также неисправность скважинного оборудования.
На Усть-Балыкском месторождении 50 % всей добычи нефти приходится на объект БС10. В то же время данный объект является одним из самых сложных среди разрабатываемых пластов, где выработка не соответствует текущей обводненности.
Горизонт БC10 Усть-Балыкского месторождения эксплуатируется с 1966 г. Залежь горизонта приурочена к южной и юго-восточной частям Усть-Балыкского поднятия, имеет сложное клиноформное строение, высокую расчлененность и неоднородную проницаемость по вертикали.
Основной проблемой разработки пласта БС10 является выработка значительных трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых и сильнообводненных частях коллектора.
Внутрипластовая корреляция дает подробную информацию о детальном геологическом строении пласта, что в свою очередь позволяет локализовать зоны остаточных запасов и производить оптимальную выработку запасов «тупиковых» зон, тем самым она минимизирует риски при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) и, как следствие, приводит к уменьшению затрат на их проведение.
Закачка воды с целью ППД ведется с 1966 г., однако вода в продукции скважин появилась уже в 1971 г., что свидетельствует о существенном влиянии подошвенных и законтурных вод. В настоящее время пласт БС10 разрабатывается с системой ППД.
Вся история заводнения представляет собой драматическую страницу в истории освоения месторождений нефти Западной Сибири. Она связана с повсеместным обводнением месторождений, таких как Усть-Балыкское, Самотлорское, Федоровское и др. (т.е. именно там, где активно применяли системы ППД). Дело в том, что в Западную Сибирь методы заводнения были перенесены по опыту с Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (НГБ) и до сих пор применяются без какой-либо корректировки (в отдельных случаях крайне необходимой), исходя из априорного предположения об общности поверхностно-молекулярных свойств продуктивных пород этих нефтегазоносных бассейнов. Однако в отличие от девонских пород-коллекторов Волго-Уральского НГБ продуктивные песчаники мезозойского возраста Западной Сибири являются полимиктовыми. Основной компонент в их составе – полевые шпаты. Степень их гидрофильности существенно ниже, чем у кварца. При этом значения удельных поверхностей полимиктовых пород-коллекторов Западной Сибири превосходят величины удельных поверхностей кварцевых мономинеральных песчаников Волго-Уральского НГБ, достигая на некоторых месторождениях 300 см–1 и более при максимальном их значении там, не превышающем 130 обратных сантиметров. Относительно низкая степень гидрофильности коллектора в сочетании с повышенными значениями удельной поверхности способствует адсорбции полярных компонентов нефти на поверхности твердой фазы. С одной стороны, этот процесс приводит к гидрофобизации пород-коллекторов, а с другой – к снижению проницаемости вследствие сокращения размеров поровых каналов за счет образования адсорбционного слоя [8].
По данным Г.В. Рудакова [10] и в связи с вышеотмеченным породы-коллекторы большинства нефтяных залежей Западной Сибири характеризуются гидрофобными свойствами. Во многих случаях эта гидрофобность является вторичной, поэтому для условий Западной Сибири при составлении проектов разработки месторождений необходимы исследования смачивающих свойств продуктивных пород каждой залежи. При этом метод заводнения может быть рекомендован только для залежей, приуроченных к гидрофильным коллекторам, что и должно было происходить на ранних стадиях разработки. Однако этого не произошло, и в результате оказалось, что системы ППД не повысили нефтеотдачу, а наоборот, привели к обводнению многих залежей за счет неравномерного стягивания контура нефтеносности в процессе эксплуатации месторождений. При этом в недрах остается от 70 до 90 % нефти в виде нетронутых «целиков» [2, 3].
Отрицательный опыт заводнения диктует обязательное включение в комплекс нефтепромысловых гидрогеологических исследований изучение капиллярных явлений (определение капиллярных давлений, оценка гидрофильности-гидрофобности коллекторов и др.). В Западной Сибири эти вопросы освещены в работах Ю.Я. Большакова, Е.Ю. Большаковой, В.М. Матусевича, И.В. Павловой, Т.В. Семеновой, Р.Н. Абдрашитовой и других [1–4, 8].
Опыт исследований показывает, что в пределах одной залежи можно по величинам капиллярных давлений наметить участки с рекомендуемым заводнением и участки, где заводнение не рекомендуется. Например, Т.В. Семеновой в 2001 году рассчитаны капиллярные давления и построена карта капиллярных давлений начала вытеснения, возникающих на границах воды и нефти в поровом пространстве пласта Ач1 Кальчинского месторождения, на которой прослеживаются участки, где возможно формирование языков обводнения вокруг крупнопоровых разностей пород-коллекторов – охарактеризованы минимальными значениями капиллярных давлений. По результатам даны рекомендации для заводнения [4].
В группу залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами следует также отнести залежи, приуроченные к гидрофобным коллекторам и к коллекторам со смешанной смачиваемостью.
Очевидно, что при разработке залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами особое значение приобретают различные мероприятия воздействия на пласт, приводящие как к увеличению конечной нефтеотдачи, так и к увеличению текущих отборов нефти.
«Тупиковые» зоны, где сосредоточены «целики» трудноизвлекаемой нефти – это и есть гидрофобные коллекторы, которые необходимо превращать в трещинный коллектор с помощью гидравлического разрыва пластов (ГРП), а затем заводнять эти зоны.
Капиллярно-гравитационные модели нефтяных залежей могут быть использованы с целью оптимального размещения добывающих и нагнетательных скважин, что поможет повысить конечную нефтеотдачу и снизить количество нагнетаемой в пласт непроизводительной воды. Таким образом, капиллярно-гравитационные модели могут быть использованы при уточнении системы разработки залежей на любой стадии их разработки. Для гидрофильных пород-коллекторов, как было указано выше, при решении этой задачи могут быть использованы карты капиллярного давления смещения (давления начала фильтрации). Для пород со смешанной смачиваемостью и гидрофобных могут быть полезны карты капиллярно-гравитационного отношения [2].
Поскольку природные нефтегазоносные резервуары представляют собой поровые многофазные системы с бесконечным количеством поверхностных сочетаний, существенное воздействие на распределение в их емкостном пространстве воды, нефти и газа должны оказывать различные капиллярные процессы. Действие капиллярных сил в условиях природных нефтегазоносных резервуаров повсеместно по отношению к пластовой воде, нефти и газу непосредственно. Капиллярные давления, возникающие в поровой среде на контактах воды нефти и газа, представляют основную силу сопротивления как при миграции углеводородов, так и при вытеснении нефти из продуктивного пласта [2].
Таким образом, решение проблемы повышения нефтеотдачи с позиций нефтепромысловой гидрогеологии сопряжено с обязательным изучением в каждом конкретном случае процессов взаимодействия закачиваемых вод с пластовыми, а также капиллярных явлений в продуктивных пластах-коллекторах с использованием их для оптимизации технологий систем ППД.
Несмотря на многочисленные публикации и защищенные диссертации по капиллярным явлениям, производственники не принимают их во внимание. Априорные суждения о гидрофильности пород-коллекторов при составлении проектов разработки нефтяных месторождений Западной Сибири недопустимы. При разработке «молодых» месторождений, где залежи недавно введены в разработку, стоит по-новому взглянуть на применение систем поддержания пластового давления. Это означает, что еще имеется возможность избежать обводнения залежей в гидрофобных коллекторах.
Учитывая исключительную роль ХМАО (основной объект добычи нефти в нашей стране), нельзя исключать из поля внимания и вопросы модернизации вторичных методов добычи нефти и на старых месторождениях. Это будет связано со значительными затратами, но объемы нефти, находящиеся в недрах, еще столь велики, что можно не сомневаться: затраты будут окупаться достаточно быстро и, самое главное, эффективно.
Рецензенты:
Корнев В.А., д.т.н., профессор кафедры прикладной геофизики Тюменского государственного нефтегазового университета, г. Тюмень;
Бембель С.Р., д.г.-м.н., начальник комплексного отдела по управлению выработкой запасов углеводородов Тюменского отделения «СургутНИПИнефть», г. Тюмень.
Работа поступила в редакцию 01.04.2014.
Библиографическая ссылка
Матусевич В.М., Сабанина И.Г. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ КОНЕЧНЫХ СТАДИЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 5-6. – С. 1242-1247;URL: https://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=34075 (дата обращения: 19.04.2024).