В конце 1990-х годов на основе данных глубинной сейсморазведки МОГТ и данных о динамике выработки месторождений была сформулирована (Корчагин, 2001; Трофимов, 1999; Трофимов, Корчагин, 2002 и др.) концепция о том, что каждое нефтяное месторождение состоит из трёх основных компонентов:
-
собственно ловушки углеводородов,
-
некоего глубинного резервуара как поставщика (или генератора) углеводородных флюидов,
-
нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар и ловушку.
То есть, каждое нефтяное месторождение рассматривалось как сложная и постоянно действующая гидродинамическая система, обеспечивающая подток глубинных углеводородных флюидов, длительные сроки разработки и возобновляемость ресурсов.
Не останавливаясь на подробной аргументации существования нефтеподводящих каналов и современной подпитки нефтяных месторождений (что неоднократно делалось в ранее опубликованных статьях и докладах), отметим следующие основные моменты.
1. По данным глубинной сейсморазведки МОГТ, проведённой по региональным профилям, установлены существенные различия в строении земной коры нефтегазоносных территорий и территорий, где месторождения углеводородов отсутствуют. Главное отличие – под нефтяными скоплениями на сейсмических временных разрезах регистрируются наклонные отражатели, рассекающие всю земную кору и, в ряде случаев, входящие в верхнюю мантию (рис. 1). Эти отражатели отображают зоны разломов, являющихся основными путями транспортировки углеводородных флюидов, то есть, по сути – нефтеподводящих каналов. В верхней части фундамента и в осадочном чехле они становятся субвертикальными и выделяются на сейсмических разрезах по традиционным признакам разломов. Заметим также, что раздел кора-мантия (граница Мохо) под нефтяными скоплениями также имеет явно нарушенный характер (рис.1).
РИС. 1. Характер земной коры на геотраверсе, пересекающем Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию
2. Как показывает многолетний опыт, по мере выработки месторождений, нефть в них не кончается. На позднем этапе разработки, когда запасы нефти в ловушке на целом ряде месторождений были практически исчерпаны, добыча нефти продолжалась. Как правило, это объяснялось применением более эффективных систем заводнения, применением методов увеличения нефтеотдачи (МУН), внедрением новых технологий и технологических решений. Несомненно, влияние этих мероприятий существует и именно они, обеспечивают уменьшение темпов падения добычи. Но полностью объяснить фактические данные о динамике добычи, а именно о ее стабилизации с определенного момента, эти мероприятия не могут. Так, на некоторых мелких по запасам месторождениях Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии и других регионов добыча производится с конца позапрошлого века до настоящего времени. В Татарстане крупные месторождения (в том числе, Ромашкинское) разрабатывались весьма интенсивно на протяжении более полувека, в результате чего из недр извлечено нефти значительно больше, чем числилось на балансе (Муслимов Р.Х., 1997 г. и др.). Однако добыча на месторождениях продолжается и сейчас. Таким образом, добыча нефти на заключительном этапе не прекращается, а годовые объемы добываемой нефти остаются неизменными на протяжении многих десятилетий, что отображено на хорошо известной типичной кривой добычи (рис. 2), где 1 – начало разработки, 2 – максимальный уровень добычи, 3 – стабилизация уровня добычи на позднем этапе.
РИС. 2. Типичная схема выработки нефтяных месторождений
Основываясь на изложенных ранее положениях о том, что каждое нефтяное месторождение связано нефтеподводящим каналом с глубинным резервуаром (источником УВ флюидов) покажем, что типичная кривая добычи может быть интерпретирована иным образом (рис. 3).
До начала разработки между залежью, нефтеподводящим каналом и глубинным резервуаром устанавливается равновесное состояние. С началом разработки (точка 1) ловушка частично освобождается, равновесие нарушается и по каналу, если он сохранил активную связь с глубинным резервуаром, начинают поступать новые порции нефти.
РИС. 1. Фактическая схема выработки нефтяных месторождений, с интерпретацией
С начала разработки до времени стабилизации (точка 3), включая максимальный уровень (точка 2), добыча нефти осуществляется преимущественно из ловушки. На позднем этапе (после точки 3) добыча производится преимущественно за счет подтока нефти по нефтеподводящему каналу (точка 4). На этом этапе на месторождении устанавливается равновесие между объемами добываемой нефти и ее подтока. Именно на этом этапе нефтеподводящий канал находится в наиболее активном состоянии, а уровень добычи в этот период можно рассматривать как дебит нефтеподводящего канала данного месторождения. Как было показано ранее В.И.Корчагиным, уровни стабилизации составляют обычно от 3 до 20% от максимального.
Анализ кривых выработки месторождений позволяет сделать еще один важный вывод: добыча нефти из ловушки является необходимым этапом освоения месторождения, а добыча из нефтеподводящего канала наиболее актуальна для месторождений, вступивших в позднюю стадию.
Наличие под нефтяными месторождениями нефтеподводящих каналов позволяет по новому подойти ко многим аспектам освоения месторождений, повысить эффективность поисковых работ, правильнее оценить ресурсную базу как отдельных месторождений, так и целых регионов. Весьма заманчивой, по нашему мнению, становится возможность осуществлять добычу непосредственно из неподводящих каналов. В этом случае нефть, поступающая из канала, может извлекаться длительное время (десятки и сотни лет) с устойчивым дебитом. Не требуется применения технологий заводнения, нефть извлекается практически безводная. Как отмечалось ранее (патент РФ №2204700), для повышения дебита подтока глубинных углеводородных флюидов возможно применение методов, традиционно применяемых для повышения нефтеотдачи пластов (виброакустическое воздействие, солянокислотная обработка и др.). Рассмотрим как можно (и нужно) использовать эти каналы в практике нефтедобычи, обеспечивая тем самым кардинальное повышение КИН.
Для внедрения принципиально новых способов добычи, реализующих отбор нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов (Патент РФ 2204700, 2002; Трофимов, Корчагин, 2002) необходима точная их локализация в пространстве. Анализ геолого-геофизической информации показал, что эти каналы, являясь частью тектонических нарушений, представляют собой линейные или, по крайней мере, существенно не изометричные (в плане) структуры. Их протяженность по простиранию (по латерали) измеряется километрами и гораздо большими величинами, в то время как их толщина вкрест простирания (опять же по латерали) может исчисляться первыми метрами. Понятно, что точная локализация таких объектов сейсморазведкой сопряжена со значительными трудностями: если сам факт наличия канала и его простирание сейсморазведкой определяется без особых проблем, то погрешность определения толщины этого канала и его положения вкрест простирания из-за физических ограничений сейсмического метода будут значительны. Вследствие этого целенаправленное вскрытие нефтеподводящих каналов поисковыми (вертикальными) скважинами сопряжено с большими трудностями и вряд ли практически осуществимо.
Представляется очевидным что, если нефтеподводящие каналы имеют подобные формы и пространственное положение, то наиболее эффективным методом их точной локализации и целенаправленного вскрытия является горизонтальное бурение (рис. 4).
РИС. 4. Принципиальная схема вскрытия нефтеподводящих каналов горизонтальной скважиной
Естественно, оно должно быть обосновано и тщательным образом спроектировано. Основными этапами проектирования локализирующей горизонтальной скважины являются:
-
выявление аномальных по промысловым характеристикам скважин;
-
анализ сейсморазведочных материалов с целью выявления канала и установления его простирания;
-
проведение гравиразведки НГП (нестабильности гравитационного поля) для оценки степени активности канала, т.е. прогнозирования современного подтока по нему глубинных углеводородных флюидов;
-
комплексный анализ всей полученной информации для принятия решения о целесообразности бурения горизонтальной скважины и для обоснования её траектории.
Последующее проведение в скважине геофизических и геолого-технологических исследований позволит оптимальным образом локализовать положение нефтеподводящего канала (каналов), а последующие испытания на приток – оценить степень его гидродинамической активности.
Зная пространственное положение канала можно спроектировать систему добывающих и вспомогательных скважин, и тем самым реализовать принципиально новую технологию отбора из него нефти.
Предлагаемый способ локализации нефтеподводящих каналов путём бурения горизонтальных скважин вкрест простирания этих каналов, последующего их изучения и использования в практике нефтедобычи методически был обоснован на одной из площадей Ромашкинского месторождения, где, есть надежда, нефтяная компания «Татнефть» пробурит в ближайшее время горизонтальную скважину на нефтеподводящий канал.
Предложенная технология малозатратная и в принципе подобные скважины могут быть рекомендованы и на других, даже небольших, но хорошо изученных месторождениях. Результаты могут превзойти ожидания.
Литература
1. Корчагин В.И. Нефтеподводящие каналы. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. №8. с.24-38.
2. Муслимов Р.Х. Развитие сырьевой базы нефтяной промышленности Татарстана. Вопросы геологии, разведки и разработки нефтяных и битумных месторождений. Казань. Изд-во Казанского ун-та. 1997. с. 5-26.
3. Патент РФ 2204700. Способ добычи нефти / В. И. Корчагин, Р.Х. Муслимов, Д.К. Нургалиев, В.А. Трофимов.
4. Трофимов В.А. Глубинные сейсмические исследования – шаг к пониманию процесса формирования крупных месторождений углеводородов/ Мат-лы науч.-практ. Конф.- Октябрьский, 1999.- с.28-30.
5. Трофимов В.А., Корчагин В.И. Нефтеподводящие каналы: пространственное положение, методы обнаружения и способы их активизации. // Казань, Георесурсы. № 1 [9]. 2002. с. 18-23.
