К оглавлению журнала

 

О СТРОЕНИИ И РАЗРАБОТКЕ ПРИРАЗЛОМНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Н.П. Лебелинец (ВНИИнефть)

Автор данной статьи в порядке обсуждения анализирует геолого-промысловые особенности довольно крупной нефтяной залежи пласта I Приразломного месторождения, расположенного на шельфе Печорского моря(Никитин Б.А., Хведчук И.И. Нефтяное месторождение Приразломное на арктическом шельфе России // Геология нефти и газа. - 1997. - № 2. - С. 26-29.), и дает некоторые рекомендации по ее изучению и разработке с учетом накопленного опыта исследования и промышленной эксплуатации подобных залежей.

Глубина расположения залежи > 2300 м. Обращают на себя внимание ее приуроченность к узкой антиклинальной складке, большой этаж нефтеносности (около 200 м), значительная общая толщина продуктивных отложений (до 80 м и более), представленных в основном органогенно-обломочными известняками. При этом в разрезе выделяется до двух-трех прослоев более плотных карбонатных пород, в связи с чем продуктивный пласт подразделяется на отдельные нефтенасыщенные интервалы. Однако толщина указанных плотных прослоев не превышает 1-2 м, чего, как известно, может быть недостаточно для обеспечения полной гидродинамической изолированности даже в случае прослоев из чистых глин. Здесь же имеются в виду те же известняки, что и в основном пласте, отличающиеся только довольно низкими значениями пористости и проницаемости.

Но дело еще и в том, что согласно Б.А. Никитину и И.И. Хведчуку одной из основных особенностей рассматриваемой залежи является значительное развитие вертикальной трещиноватости в продуктивных отложениях, в том числе в упомянутых плотных прослоях. И это вполне вероятно для такого типа пород и указанного структурного образования в виде антиклинальной складки, осложненной тектоническими нарушениями разной амплитуды.

Косвенным подтверждением трещиноватости известняков могут служить большие дебиты скважин (до 400-700 м3/сут), а также высокая эффективность кислотных обработок, приводивших к кратному увеличению дебитов. Скорее всего, в результате воздействия кислоты происходило вскрытие на стенках скважин трещиновато-кавернозных каналов, развивающихся вглубь пласта, что и обеспечивало резкое увеличение продуктивности.

В связи с изложенным можно предполагать наличие эффективной гидродинамической связи по разрезу продуктивного пласта I. Имеющийся опыт показывает, что и гораздо более мощные, выдержанные по площади включения с пониженными коллекторскими свойствами не являлись препятствием для эффективного перераспределения давления в общем объеме трещиноватых пород.

Таким образом, рассматриваемая залежь пласта I Приразломного месторождения может быть отнесена к типу массивных как имеющая довольно большой этаж нефтеносности и характеризующаяся значительной толщиной и монолитностью продуктивного горизонта. Коэффициент песчанистости (эффективной толщины пород) может быть принят здесь близким к единице. В данном случае в качестве эффективных величин толщины и объема продуктивных отложений, по-видимому, могут быть приняты общие их значения. Эта залежь может быть названа и массивно-пластовой, если иметь в виду не расчлененность разреза на отдельные пропластки, а просто наличие наряду с внешним и внутреннего контура нефтеносности.

Относительно принимаемых для основной части пласта больших значений проницаемости (до 0,4 мкм2) и эффективной пустотности пород (до 20 %) можно заметить, что они вполне могут быть обусловлены прежде всего развитием первичной пористости биокластических известняков. Однако это должно подтверждаться результатами исследований керна, данные которых в работе Б.А. Никитина и И.И.Х ведчука не приводятся.

В любом случае то или иное влияние на эффективную емкость и особенно проницаемость пород могло оказать и вторичное развитие в них трещиноватости и кавернозности. Что же касается упоминавшихся более плотных прослоев, то они могут обладать определенной эффективной емкостью и реальной проницаемостью прежде всего благодаря развитию трещиновато-кавернозных каналов.

Заметим здесь, что значения коэффициентов проницаемости, определяемые по результатам гидродинамических исследований скважин, в том числе приводимые в упомянутой работе, могут оказаться и заниженными, если при их расчетах учитывается вся толщина формально открытых интервалов продуктивных отложений, нередко весьма значительная по скважинам, вскрывающим массивные и массивно-пластовые нефтяные залежи.

Одной из специфических особенностей карбонатных коллекторов с грубой структурой пустотного пространства, тем более трещиноватых, является вполне возможное их сообщение со стенками скважин далеко не по всему номинально вскрытому интервалу, а в основном лишь через отдельные, нередко сравнительно небольшие его части, устанавливаемые потокометрическими исследованиями. При этом уже на небольшом расстоянии от стенки скважины может быть гораздо больший или практически полный охват пласта фильтрацией жидкости.

Начальное пластовое давление в залежи несколько выше гидростатического. В одной из четырех скважин, подтвердивших нефтеносность пласта I, получена нефть с водой, что свидетельствует о наличии примыкающей к залежи водоносной зоны, размеры и активность которой остаются не вполне определенными.

Характерны пониженная газонасыщенность нефти (29-47 м33) и повышенная ее плотность (в основном 0,908-0,914 г/см3 в поверхностных условиях), что предопределяет не вполне благоприятные соотношения между свойствами пластовых флюидов. В частности, вязкость нефти в пластовых условиях в несколько раз превышает вязкость пластовой воды, хотя и составляет по абсолютной величине всего несколько микропаскалей в секунду.

При этом согласно упомянутой работе смесь нефти и пластовой воды была получена из так называемой переходной зоны коллектора и отличалась более высокими, чем приведенные выше, значениями плотности нефти (0,940-0,970 г/см3). К сожалению, не указывается количественное содержание воды в продукции скважины, не оценивается возможность искусственного завышения плотности нефти ввиду присутствия воды в исследованных пробах, например в составе эмульсии и т.д. В любом случае необходимо отметить довольно высокий фонтанный приток водонефтяной смеси (130 м3/сут) из вскрытого интервала ("переходной зоны").

В связи с изложенным можно рекомендовать осуществление пробных отборов нефти из залежи в начальный период ее эксплуатации, с тем чтобы более надежно решить вопрос о естественном режиме дренирования, необходимости, объемах и сроках проведения искусственной закачки воды для поддержания пластового давления. При этом для ускорения получения результатов может быть произведена достаточно интенсивная добыча нефти из скважин, пробуренных в сводовых и присводовых частях залежи. В этот начальный период также должны быть получены необходимые дополнительные данные о проницаемости продуктивных отложений на пониженных участках структуры, эффективности гидродинамической связи последних с основным объемом залежи.

В случае подтверждения реального перераспределения давления в нефтеводоносной системе и необходимости его поддержания в условиях рассматриваемой массивной залежи, приуроченной к узкой антиклинальной складке, более предпочтительным представляется применение не площадной, а периферийной системы воздействия, в том числе в модификации приконтурного заводнения с использованием наряду с наклонно направленными горизонтальных скважин при возникновении затруднений с достижением необходимой приемистости последних. В любом случае такой вариант разработки залежи представляется обязательным для рассмотрения наряду с другими вариантами. При этом особое внимание должно быть уделено формированию непрерывного осевого ряда добывающих скважин, завершающих разработку залежи. Необходимые дополнительные добывающие скважины располагаются между указанным осевым и периферийными рядами нагнетательных скважин. Представляется целесообразным также применение по возможности последовательного переноса интервалов дренирования продуктивных отложений в добывающих скважинах снизу вверх и осуществление закачки воды в нижнюю часть разреза в нагнетательных скважинах, во всяком случае в начальный период их эксплуатации.

Применение такой системы разработки залежи обеспечило бы наиболее естественное закономерное стягивание водонефтяного контакта к своду структуры, в направлении действия гравитационного градиента, что способствовало бы улучшению охвата залежи дренированием, повышению полноты извлечения нефти, уменьшению обводненности извлекаемой продукции.

Кривая текущей обводненности в таком случае могла быть близкой к прямолинейной и даже обращенной выпуклостью к оси использования начальных извлекаемых запасов при накопленном водонефтя-ном факторе около или меньше единицы. При этом сводовые и присводовые скважины можно было бы длительно эксплуатировать с довольно большими дебитами из-за их удаленности от зон возможного естественного вторжения пластовой воды и нагнетания. Это особенно важно в связи с расположением месторождения на морском шельфе и ограниченным сроком службы добывающей платформы.

В заключение заметим, что с учетом имеющегося опыта применительно к рекомендуемой системе разработки было бы целесообразным также выполнение оценочных расчетов предельных безводных дебитов скважин, устойчивости вытеснения нефти водой, коэффициентов охвата продуктивных отложений вытеснением с учетом их послойной неоднородности.

Abstract

The author of this article analyses geologic-field features of rather large oil occurrence of stratal of Prirazlomnoye field located on the shelf of Pechora Sea and gives some recommendations considering the gained experience of investigation and commercial exploitation of simitar occurrences.

Сайт создан в системе uCoz