Осадочные бассейны, содержащие соленосные и нефтегазоносные бассейны мира представлены на рис. 1. В основном соленосные бассейны являются и нефтегазоносными. К настоящему времени открыто свыше ста соленосных бассейнов, из почти половина осложнена солянокупольной тектоникой, в силу чего они получили название солянокупольные бассейны. Солянокупольные бассейны содержат в себе мощные толщи солей от нескольких сотен до двух тысяч метров, из них четыре супергигантские – это Прикаспийский, Восточно-Сибирский, Мексиканского залива и Средиземноморский с объемом до 2,5 млн км3 солей, и содержащие свыше тысячи соляных структур, которые в основном привязаны к V2–Є2, P1-2 и N1 отложениям.
Различают два основных морфокинетических типа соляных отложений: солянокупольный и пластовый. Основные виды соляных тел, в зависимости от направления миграции солей бывают субвертикальные (диапировые и морфологически подобные им тела) и сублатеральные (покровные, покровообразные и другие субпластовые тела), см. рис.2. Галит или каменная соль представляет собой достаточно пластичный материал.
Среди соляных тел различают диапиры, диапироиды, соляные купола, массивы, столбы, стены, капли, дайкоподобные тела. По геометрическим размерам диапиры широко варьируются: диаметр изменяется от километров до десятков километров; площадь от единиц до 3 тыс. км2 в куполах-гигантах; высота – от сотен метров до 10 км. По положению вершин соляных структур различают открытые и слепые. По взаимоотношению ядер соляных куполов с перекрывающими слоями – прорванные, скрыто прорванные, непрорванные. По расстоянию между отдельными соляными структурами – от плотно прилегающих до удаленных на сотни километров. Сублатеральные соляные тела характеризуются следующими видами – навесы, козырьки, карнизы, которые привязаны к соляным куполам, и гигантские соляные покрова и покровообразные тела, связанные нефтематеринскими отложениями. Часть соляных структур по праву можно отнести к крупным геологическим телам. Для соляных куполов нефтегазовые ловушки формируются в областях их крыльев (надкрылового и подкрылового пространства) и подкупольного пространства подсолевого ложа. Необходимо провести высокотехнологичную проводку эксплуатационных скважин с криволинейно-горизонтальной траекторией в обход слабо прочного соляного купола, предотвращая тем самым прихват бурильных колонн. Осадочный чехол и подсолевое ложе на небольших отрезках времени являются хрупкими горными породами, механизмом разрушения которых является растрескивание (разрушение), сопровождающееся дилатансией. Поднимаясь вверх, соляной купол вспарывает вышележащие нефтяные пласты осадочного чехла, формируя в нем зоны повышенных напряжений в надкрыловом пространстве. Верхняя часть надкупольного пространства и самого соляного купола представлена растягивающими горизонтальными напряжениями и сжимающими вертикальными напряжениями. В зонах повышенных концентраций напряжений происходит разрушение с образованием порового пространства и снятие избыточных напряжений. Динамическое давление понижается, что способствует миграции углеводородов, т.е. образованию нефтегазовых ловушек. В результате образуются локальные зоны с пониженными напряжениями (нефтегазовые ловушки), куда и мигрируют находящиеся в пластах горных пород углеводороды. Со временем увеличиваются интенсивность внедрения в вышележащие слои осадочного чехла и размеры купола. Это приводит к радиальному перемещению нефтегазовых ловушек в областях надкрылового пространства и дополнительной миграции углеводородов в них. Одновременно в зонах подкрылового пространства увеличивается интенсивность касательных напряжений, что создает условия для образования новых нефтегазовых ловушек. Касательное напряжения – это составляющая напряжения, касательная к плоскости, на которую действуют силы. Формирование и развитие купола сопровождается возникновением и увеличением объема нефтегазовых ловушек в прикупольных областях [5-9]. В солянокупольных отложениях формируются различные типы залежей углеводородов, см. рис 3.
Моделирование разработки подкозырьковых залежей Каратобе Южное с использованием высокотехнологичных скважин
В центральной части Прикаспийской впадины сосредоточено 20–22 км мощности осадочных отложений. В пермский, в основном, в кунгурский период, образовалась мощная толща соленосных отложений (до 7–9 км), что стало причиной развития соляной тектоники и образования соляных куполов в последующие эпохи. Структура Каратюбе Южное расположена в юго-восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины в пределах Акжар-Каратюбинского палеподнятия к западу от Жанажола, Синельниковской и Кожасай - Урихтауской зон нефтегазонакопления. Характерным для этого района является широкое проявление соленосного тектогенеза, приведшего к образованию соляных куполов различной изометрической формы. Толщина соли на этом участке Прикаспийской синеклизы составляет 3-5 км. Нефтяное месторождение Каратюбе Южное в пределах структуры Каратюбе и представляет собой антиклинальную складку размерами 5,6 х 1,5 км, которая приурочена к юго-восточному крылу поднятия [10].
Под карнизом этого массива в терригенных отложениях казанского яруса верхней перми выявлено нефтяное месторождение Каратобе Южное: пластовое, литолого-стратиграфического плана, экранированная крутым склоном соли, см. рис. 4. Месторождение Каратобе Южное расположено в Байганинском районе Актюбинской области. Ближайший населенный пункт п. Жаркамыс находится в 5 км от месторождения Южное Каратобе. Расстояние до областного центра г. Актобе –330 км. Площадь горного отвода составляет 5,8 кв2. Утвержденные извлекаемые запасы в целом по месторождению Каратобе Южное составили: 5056 тыс. т. На месторождении Каратобе Южное выявлены нефтяные залежи верхнепермского возраста (продуктивные пласты - I, II, III, IV). В один эксплуатационный объект были объединены пласты I, II, III и IV.
Схема формирования подкозырьковых нефтяных залежей месторождения Каратобе Южное представлена на рисунке 5.
Общая высота составляет до 400 м, суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина в кровельной части достигает 125 м. ВНК установлен на отметке - 2739 м. Коэффициент нефтенасыщенности 0,67. Песчанные коллекторы поровые, терригенные с открытой пористостью 17,8%. Покрышкой залежи служат аргиллиты толщиной от 15 до 50 м. Начальное пластовое давление составляет 31 МПа, температура 71 0С. Дебит нефти от 12 до 72 м3/сут при восьмимиллиметровом штуцере и депрессии на пласт 13,9 МПа. Нефть легкая, плотностью 852 кг/м3, малосернистая (0,32%), парафинистая (5,4%), высокосмолистая (18,28%). Газонасыщенность пластовой нефти 128 м3/м3. Выход фракций до 300 0С составляет 42,3%. Пластовые воды представлены рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией до 320 г/л. Воды содержат значительные концентрации йода, брома и бора. Дебиты вод невысокие - 2,4 м3/сут. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов – 4,8%. Все четыре пласта разрабатываются на упруго-замкнутом режиме, т.к. влияние законтурной области не наблюдается, и воды в продукции скважин не обнаружено. На месторождении пробурено 23 скважин: из них в добывающем фонде состоит 14 скважин, в том числе 13 – действующих, 1 (№103) скважина переведена в нагнетательный фонд. Из действующего фонда добывающих скважин 1 (№101) скважина эксплуатируется фонтанным способом, остальные 11 скважин эксплуатируются механизированным способом с помощью ШГН. Фонд нагнетательных скважин составляет 4 скважин, в том числе 2 действующие и 2 (№55, 65) бездействующих. Содержание парафина в нефти месторождения Каратобе Южное составляет 2,2 – 4,2% по массе, поэтому при снижении температуры и давления в стволе скважины растворимость нефти по отношению к парафину уменьшается, что приводит к его выпадению в осадок на глубинном и устьевом оборудовании скважин.
Для сбора и промысловой подготовки продукции скважин месторождения Каратобе Южное реализована однотрубная лучевая напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Объем добычи нефти на месторождении Каратобе Южное составил в 2022 г. 254,232, тыс.т.
В соляно-купольных структурах актуально строить экологически безопасные высокотехнологичные скважина для разработки подкозырьковых залежей нефти [11-17]. Один из основных компонентов «Цифрового месторождения» - «Цифровые скважины». Технология создания цифровых скважин привела к одному из самых значительных прорывов в интеллектуальных инновационных технологиях добычи углеводородов за последние годы. Она позволяет инженерам активно управлять, удаленно щтуцировать или закрывать продуктивные зоны с низкой производительностью без остановки скважин. Первой бионической скважиной была скважина № 66/45 Григоряна Александра Михайловича пробуренная в Башкирии в 1953 году. Она имела 9 стволов с максимальным отходом от вертикали 136 метров. Одним из таких технологических решений является строительство бионических скважин (цифровых многоствольных и многозабойных скважин), которые можно отнести к категории суперскважин. Такая скважина обладает экстремальным охватом продуктивного пласта. Количество цифровых латералей — неограничено. Каждая латераль снабжена электрическим актуатором. Подобная скважина может обеспечить проходку основного (материнского) ствола с последующим бурением дополнительных стволов (латералей) для максимально эффективного дренирования неоднородных, сложно-построенных карбонатных и терригенных пластов. Для бионических скважин особенно актуальна разработка бескабельных систем управления, в частности создание скважинных клапанов - отсекателей, которые могли бы управляться по радиочастотному коду (RFID — Radio Frequency IDentification, радиочастотная идентификация) или акустическому коду (AFID — Radio Frequency IDentification, акустическая частотная идентификация), при достижении критических значений по обводненности продукции и/или минимальному дебиту. Была создана модель доразработки месторождения, приуроченного к соляному диапиру. Для этого был использован программный комплекс tNavigator. При моделировании процесса доразработки были рассмотрены несколько вариантов строительства высокотехнологичной добывающей скважины с различным количеством горизонтальных участков (от 4 до 8) и их протяженности, и методы разработки с поддержанием пластового давления двумя горизонтальными нагнетательными скважинами без заводнения, см. рис.6.
Изменение добычи высокотехнологичной скважины в зависимости от количества участков представлено на рисунке 7. Как видно из рисунка 7а, с увеличением количества горизонтальных участков высокотехнологичной скважины, огибающего соляной массив, возрастает годовая добыча со 100 до 280 тыс т, при этом возрастает средний дебит высокотехнологичной скважины и коэффициент нефтеотдачи увеличивается на 4,8 - 7,3%. Из рисунка 7б следует, процесс поддержания пластового давления обеспечивает существенный прирост дополнительной добычи нефти по сравнению с естественным режимом.
Изменение расстояния между двумя горизонтальными скважинами не оказало существенного влияния на прирост накопленной добычи нефти.
Заключение
Результаты вычислительного эксперимента подтвердили высокую эффективность использования высокотехнологичных горизонтальных скважин для разработки сложнопостроенных подкозырьковых месторождений, приуроченных к солевым диапирам. Проведение численного моделирования помогает снизить риски ошибочных действий путем проверки работоспособности технологических решений по разработке сложнопостроенных месторождений на компьютерной 3D гидродинамической модели. Для созданной модели был определен оптимальный дебит для работы добывающей скважины, протяженность горизонтального участка, огибающего массив соляных пород. Проведено сравнение заводнения с режимом разработки без воздействия на залежь, определены интенсивность закачки, более подходящая для создания равномерного фронта вытеснения, и расположение скважин, способствующее наиболее эффективному вытеснению. Созданная модель позволяет оценить эффективность предложенного метода, влияние конкретных параметров на успех разработки и провести сравнение с другими решениями.
Литература
1. Беленицкая, Г. А. Соли и нафтиды: глобальные пространственные и кинетические взаимосвязи / Г. А. Беленицкая // Региональная геология и металлогения. – 2014. – № 59. – С. 97-112. – EDN SYCOUB.
2. Леворсен А. Геология нефти и газа. – М.: Мир, 1970. – 640 с.
3. Cramez C. (2006) Salt Tectonics. Short Course. Universidade Fernando Pessoa Porto, Portugal. Last modification: May. http://homepage.ufp.pt/biblioteca/SaltTectonicsNovo.htm.
4. Dribus D.R., Dzhekson M.P.A., Kapur D., Smit M.F. (2008) The prize beneath the salt. Neftegazovoe obozrenie, 20(3), 5-21. (In Russian).
5. Баймухаметов А.А., Мартынов Н.И., Танирбергенов А.Г. Математическое моделирование формирования соляных куполов в земной коре. Алматы, 2017. 242 с.
6. Ажгалиев Д. К. Солянокупольная тектоника и нефтегазоносность восточного борта Прикаспийской впадины по данным геофизических методов исследований [Текст] / Д. К. Ажгалиев, Р. А. Валиуллин, А. К. Габбасова, С. М. Исенов // Известия УГГУ - 2021. - №4(64). – С. 27 - 42. DOI 10.21440/2307-2091-2021-4-27-42
7. Портнов В. С. Характеристика месторождений нефти и газа прикаспийской впадины [Текст] / В. С. Портнов, С. Н. Петров, М. П. Талерчик // Современные наукоемкие технологии - 2015. - №1(1). – С. 69 - 74.
8. Булекбаев З. Е. Новый тип залежей нефти в верхнепермских отложениях на востоке Прикаспия [Текст] / З. Е. Булекбаев, И. Б. Дальян, А. А. Абаханов // Геология нефти и газа – 1992. - №6 - С. 20-26.
9. Обрядчиков О. С., Таскинбаев К. М. Особенности строения южной границы Прикаспийской впадины по геолого-геофизическим данным и перспективы поиска новых скоплений УВ // Bioscience Biotechnology Research Communications. 2019. Вып. 12 (сентябрь). № 5. С. 254–263
10. Нетехническое резюме к Отчету о возможных воздействиях к «Проекту разработки месторождения Каратюбе» [Текст] / К. А. Айшуак ; ТОО «IC PETROLEUM» - 01.09.2021 г.
11. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра. – 1969. – 192 с.
12. Строительство скважин в солянокупольных структурах Актуальные проблемы / Н. А. Еремин, Е. А. Могучева, Н. Е. Лазуткина, М. А. Сребродольская // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2023. – № 2(134). – С. 92-95. – EDN AWLXUW.
13. Еремин, Н.А. Высокотехнологичные скважины с бионическим профилем для разработки месторождений с высоковязкой и битуминозной нефтью / Н.А. Еремин, П.В. Пятибратов, А.С. Скворцов // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2022. – № 2 (307). – С. 117–135.
14. Интеллектуальные системы предупреждения осложнений для безопасного строительства скважин / А. Н. Дмитриевский, Н. А. Еремин, А. Д. Черников, С. О. Бороздин // Безопасность труда в промышленности. – 2022. – № 6. – С. 7-13. – DOI 10.24000/0409-2961-2022-6-7-13. – EDN WSKHDO.
15. Н.А. Еремин, П.В. Пятибратов, А.С. Скворцов. Высокотехнологичные скважины с бионическим профилем для разработки месторождений с высоковязкой и битуминозной нефтью // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2022. – № 2(307). – С. 117-135.
16. Еремин Н.А. Горизонтальные технологии // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2009. № 3. С. 52–56. EDN KYDBTR.
17. Еремин, Н. А. Цифровые технологии извлечения запасов нетрадиционной нефти / Н. А. Еремин // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. – 2022. – № 2. – С. 255-270. – DOI 10.46689/2218-5194-2022-2-1-255-270. – EDN VFUWYW.
