Разработка основных залежей месторождений Широтного Приобья ведется с поддержанием пластового давления, для этих целей используются воды апт-альб-сеноманского комплекса. Данный комплекс в районе работ изучен с достаточной детальностью, о чем свидетельствует его эксплуатация на большом числе действующих (и ранее действовавших) водозаборов. Геологические и гидрогеологические условия по всей исследуемой площади близки по ряду характеристик, широкомасштабное воздействие на пласт приводит к резкому изменению фильтрационных параметров, как по разрезу, так и в площадном распространении. Использование вод апт-альб-сеноманского комплекса для поддержания пластового давления месторождений Широтного Приобья требует учета особенностей геохимического состава вод, фильтрационно-емкостных свойств, а также проведения мероприятий по снижению осадкообразования – насыщения закачиваемой воды углекислотой, применения ингибиторов отложения карбонатов и др.
В статье приведен пример исследования сообщаемости и изолированности гидрогеологических объектов с использованием трассерных закачек. Зависимость концентрации индикатора от времени его появления для каждой скважины отражает особенности геологического строения пласта. Индикаторный метод крайне эффективен при выявлении зон трещиноватости по всей площади залежи, определения скоростей фильтрации и направления движения флюидов. По результатам проведенных закачек была выявлена зона уплотнения, наличие барьера подтверждено разницей в отметках водонефтяного контакта. Объективное обоснование строения залежи, положения водонефтяного контакта и гидрогеологических характеристик дает возможность построения геологических моделей с учетом выявленных особенностей строения исследуемой территории.
В России на сегодняшний день ежегодно извлекается около 500 млн т нефти, что влечет за собой увеличение техногенной нагрузки на недра при нефтедобыче. Вовлеченными в процесс разработки оказываются и водоносные горизонты, имеющие важное промышленное значение, ресурсы которых используются для поддержания пластового давления при интенсификации добычи. Способ разработки нефтяных месторождений с использованием законтурного и внутриконтурного заводнения широко распространен повсеместно. Так, на территории Широтного Приобья общая площадь охвата разработкой нефтяных месторождений превышает 50 тыс. км2, а объемы закачиваемой воды – 100 тыс. тонн в год.
Ключевые объекты разработки месторождений нефти Западной Сибири расположены в районе Широтного Приобья, основным водоносным комплексом является апт-альб-сеноманский комплекс отложений. При заводнении гидродинамическая обстановка подвергается наиболее существенному изменению, природные элизионные и инфильтрационные типы водонапорных систем, формировавшиеся в течение длительного геологического времени, перестают существовать в первозданном виде. Техногенное воздействие на пласт приводит к резкому изменению фильтрационных параметров, как по разрезу, так и в площадном распространении.
В разрезе Западно-Сибирского мегабассейна апт–альб–сеноманский водоносный комплекс представлен сложно-чередующимися, переслаивающимися песчано-глинистыми разностями отложений покурской свиты, мощностью 750-810 м. В водоносных горизонтах присутствуют воды пониженной минерализации с достаточно широкими колебаниями концентраций ионов в каждом пласте, а также пласты с неравномерным характером распределения минерализации.
Для всего района Широтного Приобья отмечается сходство гидрогеологического строения водоносных комплексов и закономерностей распространения вод. В то же время наблюдаются широкие вариации значений минерализации по всем рассматриваемым площадям, что говорит о разнообразии процессов, влияющих на формирование химического состава подземных вод на каждой площади, и в тоже время об одинаковом наборе этих процессов для каждого района.
Воды, применяемые в системе поддержания пластового давления, должны отвечать определенным требованиям. Наиболее важными для заводняющего агента характеристиками являются химический состав, плотность, сжимаемость, вязкость, вытесняющие и вымывающие свойства, количество взвешенных частиц, газонасыщенность (определяющие совместимость с водами нефтяных пластов) и т.д.
Воды апт-альб-сеноманского комплекса относятся к группе солоноватых вод с величиной минерализации 18-21 г/л. Генетический тип вод (по В.А. Сулину) – хлоркальциевый, воды нейтральные по водородному показателю. Вытесняющие свойства вод зависят от соотношения величины вязкости нефти и воды и от проницаемости нефтенасыщенных пород, закачка апт-сеноманских вод, по сравнению с пресными водами, повышает нефтеотдачу на 3,5-4,5%.
Высокое содержание взвешенных частиц в водах определяет необходимость проведения мероприятий по водоподготовке перед закачкой их в продуктивный нефтяной пласт. Содержание твердых взвешенных веществ в закачиваемых водах влияет на выбор конструкции фильтров водозаборных скважин, работу насосов, режим эксплуатации и степень подготовки вод.
Воды продуктивных отложений ЮВ11 месторождений Широтного Приобья принадлежат практически исключительно к хлоркальциевому генетическому типу (по В.А. Сулину). Содержание кальция преобладает над содержанием магния, в водах в небольших количествах имеются сульфаты.
В юрских отложениях смеси вод нестабильны, при закачке заводняющего флюида сразу начинается процесс осадкообразования, отмечается также нестабильность апт–сеноманских вод в термобарических условиях нефтяных пластов.
Таким образом, масштабная закачка вод для поддержания пластового давления определяет формирование гидродинамического режима и изменений химического состава вод. Используемые воды апт-альб-сеноманского комплекса по мере обводнения замещаются подтоварными водами, вследствие чего происходит осреднение химического состава вод по разрезу продуктивной зоны.
Масштаб этого осреднения зависит от соотношения объемов исходных пластовых вод в резервуаре и объемов закачанных вод. Различие в минерализации отобранных во время разработки и исходных вод пласта должно отражать соотношение объемов вод пласта и закачанных вод и, соответственно, степень техногенного воздействия на пласт при поддержании пластового давления. Наиболее заметно тенденция к осреднению минерализации по разрезу должна проявляться в пластах, где высокие соотношения объема закачки и объема вод продуктивного пласта.
Использование вод апт-альб-сеноманского комплекса в качестве рабочего агента системы поддержания пластового давления для юрских отложений месторождений Широтного Приобья потребует проведения мероприятий по снижению осадкообразования – насыщение закачиваемой воды углекислотой, применение ингибиторов отложения карбонатов.
Для оценки совокупного воздействия качеств нагнетаемого флюида целесообразно использовать показатели приемистости нагнетательных скважин, которые могут быть связаны как со скоростью продвижения агента заводнения от призабойной зоны скважины по поровому пространству нефтяного пласта, так и с кольматацией забоя. В случае необходимости, при падении приемистости скважин более чем на 20%, возможно проведение мероприятий по очистке призабойной зоны скважин – применение соляно-кислотной обработки, вибровоздействие.
Также целесообразно проводить исследование сообщаемости и изолированности гидрогеологических объектов, в том числе с применением трассерных методов. При проведении индикаторных исследований меченый раствор закачивается в нагнетательную скважину, также в пределах исследуемого участка выбирается ряд добывающих скважин, в которых будет отслеживаться появление индикатора. С течением времени индикатор будет перемещаться по пласту-коллектору к добывающим скважинам, его появление возможно отследить по результатам отбора проб добываемой продукции, в которых измеряется количественное содержание индикатора через определенные промежутки времени.
Зависимость концентрации индикатора от времени его появления для каждой скважины отражает особенности геологического строения пласта, результирующие графики строятся по всем добывающим скважинам, участвующим в эксперименте. В дальнейшем проводится анализ изменения пластовых давлений, дебитов скважин, обводненности продукции, с учетом отдаленности нагнетательной и добывающих скважин.
Индикаторный метод крайне эффективен при выявлении зон трещиноватости по всей площади залежи, определения скоростей фильтрации и направления движения флюидов, объем и количество интервалов фильтрации, определением положения нефтяного контакта.
Индикаторы должны обладать хорошей растворимостью в прослеживаемой жидкости и нерастворимостью в других флюидах, насыщающих пласт; устойчивостью физико-химических свойств в пластовых условиях; отсутствием в макроколичествах в пластовых жидкостях; сохранением естественного потока в пласте и строгим следованием вместе с гидродинамическим носителем [3].
В качестве объектов исследований были выбраны месторождения Когалымского и Сургутского сводов. Для описания гидродинамической обстановки исследуемого пласта ЮВ11 целесообразно давать характеристики результатов скоростей продвижения индикаторов, предварительно определив критерии выделения «каналов» высокой и низкой фильтрации для конкретных пластов и условий разработки.
Основные подвижные запасы нефти, относятся к зонам с относительно низкими скоростями фильтрации.
Также для месторождений исследуемого района выделяются зоны интенсивного обводнения, приуроченные к интервалам пласта, имеющим значения текущей нефтенасыщенности, близкие к остаточной; зоны опережающего обводнения, приуроченные к депрессионным зонам низкого гидравлического сопротивления, способствующим образованию не вырабатываемых целиков нефти; а также зоны прорыва закачиваемой воды, связанные с трещиноватостью, тектонической или техногенной природы.
Общей рекомендацией по оптимизации работ нагнетательных скважин является проведение мероприятий по выравниванию профилей приемистости и ограничению водопритока добывающих скважин. Для уточнения механизма обводнения ряда добывающих скважин целесообразно проведения комплекса промыслово-геофизических исследований для определения профиля притока, источников и интервалов обводнения.
В приведенном ниже исследовании будут задействованы результаты индикаторного метода, объект исследования – нефтяная залежь, приуроченная к пласту ЮВ11.
По результатам сейсмических исследований в разрезе юрских отложений были зафиксированы разрывные нарушения с амплитудами различной величины, вверх по разрезу эти нарушения затухают и часто не превышают 10 метров. Изучаемая верхняя часть разреза васюганской свиты сложена преимущественно песчаниками, алевролитами. Алевролиты серые, светло-серые, плотные, крепкие, средне и мелкозернистые, глинистые, реже карбонатизированные. Песчаник светло-серый, плотный, крепкий, однородный, слюдистый. Максимальная эффективная толщина в пределах изучаемого участка достигает 22,7 м при средней 8,6 м. Коэффициент расчлененности составляет 2,765, коэффициент песчанистости – 0,605 [1].
Выбранный участок представляет интерес для изучения, ввиду наличия в залежи различных значений абсолютных отметок водонефтяного контакта: -2272 м в северной части и -2276 м в южной части.
Данная особенность может быть связана с несколькими причинами, в частности с зональным развитием коллекторов, относящихся к разным типам фаций [2], а также с тектоническими процессами на исследуемой территории.
Нагнетательная скважина для трассерных исследований выбрана с учетом ее равной удаленности от южной и северной границ залежи, с разнящимися абсолютными отметками водонефтяного контакта. В скважину 4437 был закачан раствор с содержанием 25 кг индикатора уранина (рис. 1).
Наблюдение велось в скважинах №№ 54Р, 4036, 4038, 4409, 4422, 4430, в которых осуществлялся отбор проб. Индикатор был обнаружен в скважинах № 54Р, 4422, 4439 (рис. 2).
Основное распространение меченной индикатором закачиваемой воды, происходит в северо-восточном и юго-западном направлениях по линии скважин №№ 4422 – 4437 (нагнетательная) – 4439Г. При этом 55% меченной индикатором воды распространяется в скважину № 4422 юго-западного направления, в северо-восточном направлении в скважину № 4439, являющуюся горизонтальной, распространяется 36% воды, меченной индикатором, скважина № 54Р вбирает в себя 9% поступающей жидкости в пласт. Очевидно, что нагнетательная скважина № 4437 оказывает влияние на три из восьми контрольных добывающих скважин.
Для отреагировавшей на закачку на изучаемой площади залежи пары скважин №№ 4422 – 4439Г, находящихся на линии «юго-запад – северо-восток», можно идентифицировать выявленную зону фильтрации меченной уранином закачиваемой воды с явно высокими скоростями движения.
Судя по имеющемуся характеру поступления индикаторов в добывающие скважины, нефтенасыщенным пластам характерна зональная неоднородность, причина которой кроется в особенности строения подсвиты. Сложность строения обуславливается множественным развитием обстановок осадконакопления, в основном характерными для прибрежно-морской зоны. Объект состоит из небольших по простиранию разновозрастных линзовидных тел, которые могут быть отделены друг от друга более плотными породами с характерно низкими фильтрационно-емкостными свойствами, которые они приобрели, накапливаясь в застойных водах.
В исследуемом случае зона уплотнения, играющая роль геологического барьера, вероятнее всего проходит вблизи нагнетательной скважины 4437 (рис. 3), протягиваясь с северо-востока на юго-запад, что может влиять на характер нефтеносности – ступенчатый характер водонефтяного контакта на рассматриваемом участке.
Таким образом, наличие барьера подтверждается не только разницей в отметках водонефтяного контакта, но и анализом результатов трассерных закачек в скважины. Объективное обоснование строения залежи, положения ВНК и других факторов может предоставить уникальную возможность обновления подхода к построению действующих моделей, а также многократно улучшить качество существующих.
Литература
1. Лобусев А.В., Копылов В.Е. и др. Уточнение строения верхнеюрской залежи Ватьеганского месторождения по данным геолого-гидродинамических исследований // «Территория НЕФТЕГАЗ», 2014, №12, с. 46-49.
2. Лобусев А.В., Кузнецов С.Н., Сапрыкина К.М. Анализ гидродинамической сообщаемости и фильтрационно-емкостных свойств разнофациальных зон верхней части васюганской свиты Широтного Приобья // Территория «НЕФТЕГАЗ», 2016, №9, с.48-53.
3. Соколовский Э.В., Соловьев Г. Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. – М.: Недра, 1986. – 157 с.
