А. Я. ХАВКИН
ИПНГ РАН
наука — производству
При обосновании технологий разработки месторождений и повышения углеводородоотдачи в качестве первоочередных исходных данных требуются сведения о геологическом строении залежей нефти и газа.
Сложившиеся взаимоотношения между промысловыми геологами и разработчиками большей частью сводятся к совместному построению геологической модели объекта разработки, заключающейся в создании массива геолого-физических параметров (проницаемости, пористости, толщины) с площадью ячеек 1-10 га. Несколько более детально моделируется призабойная зона, однако смысл взаимоотношения между промысловыми геологами и разработчиками тот же.
После этого разработчики начинают моделировать процессы многофазной фильтрации, являющие-
ких расчетов идет обоснование уровней добычи с начальным значением проницаемости пластов и производительности скважин. А в разделе по обеспечению водой ничего не говорится о ресурсах воды с пластовой минерализацией или о применении технологий «облагораживания» сеноманской воды.
На рисунке показаны зависимости изменения проницаемости от изменения минерализации (построенные на основе [7]) при пропорциональном изменении содержания разновалентных ионов (кривая 1), при изменении только одновалентных ионов (2), при изменении только двухвалентных ионов (3).
Видно, что при одинаковом изменении минерализации значимость влияния весового количества ионов (минерализации) повышается с ростом валентности ионов.
ся основой всех проектных решений, на этой модели, в которой геология представлена численными значениями геолого-физических параметров. Требуемая в соответствии с РД [1] адаптация фазовых про-ницаемостей и геолого-физических параметров производится, как правило, путем изменения численных значений параметров и модификации фазовых про-ницаемостей.
К сожалению, анализ качественного содержания геологических моделей объектов в ходе адаптации моделей, как правило, уже не ведется. А ведь значимость геологических особенностей объектов как раз повышается для трудноизвлекаемых запасов нефти и газа [2-9].
Во-первых, начать надо с определения извлекаемых запасов [2]. Анализ ситуации показал, что современный экономический подход к расчету извлекаемых запасов (на основе рентабельности проекта) может привести к существенному сокращению величины запасов. При этом, для обеспечения уровней добычи, может понадобиться укрупнение или, наоборот, разукрупнение объектов, а, следовательно, существенное изменение геологической модели.
Во-вторых, необходим детальный учет вещественного состава породы-коллектора [3-7]. Об этом уже много писалось, требования об учете вещественного состава породы-коллектора записаны в [1], однако во многих проектных документах нет согласованности в разных разделах. Автор неоднократно видел проектные документы, где в разделе экспериментальных исследований фильтрационных характеристик отмечено снижение проницаемости при закачке, скажем, сеноманских вод. Затем в разделе гидродинамичес-
Даже 10%-ное уменьшение продуктивности скважин может привести к необходимости выбора совсем другого варианта разработки или технологии увеличения углеводородоотдачи. А ведь возможно кратное снижение производительности скважин за счет эффектов деформации глин [4].
При применении методов промыслово-геофизиче-ских исследований очень важен учет изменения состояния коллектора [5]. Как показали расчеты, при попадании пресного фильтрата бурового раствора (технологической жидкости) в призабойную зону возможны значительные изменения показаний приборов в зависимости от времени контакта и репрессии.
В-третьих, очень важен учет структуры порового пространства. Расчеты по средним значениям проницаемости по кернам или по значению проницаемости, определенной из гидродинамических исследований скважин и пластов, оказались весьма далеки от практических. Адаптированная по этим средним значениям проницаемости, пористости и начальной во-донасыщенности, сеточная модель структуры поро-вого пространства [4] показала, что учет реальной структуры порового пространства приводит к уменьшению подвижности водонефтяной смеси в десятки раз, а нефтеотдачи — на десятую долю вычисленного значения, т.е. рассчитанная по средним значениям величина нефтеотдачи 0,4 может быть на самом деле равна 0,36.
Кратное снижение подвижности водонефтяной смеси означает, что проблема освоения скважин в низкопроницаемых коллекторах (имеющих, как правило, сложную структуру порового пространства) состоит, прежде всего, в геологических особенностях
12
4/2003
наука — производству ^
К/К0
1
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
[^ЩниГнИ
_с и-1" "—
с
1 2
□ 3
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20 е/е0
Изменение проницаемости при различных гидрохимических коэффициентах в закачиваемой воде
самого коллектора, а не только в неудачном выборе режима или технологии освоения скважин.
В-четвертых, очень важен учет особенностей смачивающих свойств коллектора. Роль смачивающих свойств коллектора изучалась в большом числе публикаций, однако принципиально важно, что процесс вытеснения определяет не само капиллярное давление на разделе фаз, а капиллярный гистерезис давления [8]. При этом капиллярный гистерезис препятствует вытеснению углеводородов как в гидрофильной, так и в гидрофобной среде. Следовательно, технологии изменения фильности породы и поверхностного натяжения между фазами, должны базироваться на изменении капиллярного гистерезиса давления, а не на изменении угла смачивания.
В-пятых, необходим учет неравномерности (дисперсности) начального насыщения. Так в газовых шапках нефтегазовых месторождений начальная нефтенасыщенность по кернам может меняться от единиц процентов до десятков на расстоянии метра по глубине. Поэтому среднее значение по колонке керна вовсе не означает среднее значение по газовой шапке. Для учета этой геолгической особенности необходимы специальные промысловые исследования продуктивных объектов [3, 9].
В-шестых, залежь может быть едина с геологической точки зрения, и не едина с разработческой. Например, на залежи нефти Баженовской свиты Салым-ского месторождения продуктивный пласт расположен в одном геологическом теле, однако срок взаимодействия ряда скважин превышает 30 лет, т.е. за срок разработки они не взаимодействуют [3].
В-седьмых, в качестве критериев кондиционности запасов часто принимаются некоторые апробированные значения проницаемости (0,001 мкм2) и пористости (6%). Они получены на основе опыта разработки, однако в каждом конкретном случае эти значения можно вычислить исходя из учета смачивающих свойств коллектора и проектируемой системы разработки на основе [3, 4, 8]. Предварительные расчеты показали, что вычисленные значения могут сильно отличаться от апробированных, что приведет к изменению величины геологических, а затем и извлекаемых запасов.
Таким образом, геология это не геометрическая модель с параметрами, а основная составляющая технологий разработки и увеличения углеводородо-отдачи.
Литература
1. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД-153-39-007-96 // М., Минтопэнерго РФ, 1996, 205 с.
2. Хавкин А.Я. Извлекаемые и трудноизвлекаемые запасы нефти // ТЭК, 2002, № 2, с. 28-29.
3. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами // М., МО МАНПО, 2000, 525 с.
4. Хавкин А.Я. О роли дисперсности системы нефть-вода-порода в процессах вытеснения нефти из пористых сред // РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, М., вып. 19, изд.1. — 1998, изд.2 — 2000, 64 с.
5. Хавкин А.Я. Гидродинамические исследования процессов вытеснения нефти в сложных пластовых условиях с учетом обменных явлений // Автореф. дисс. канд. техн. наук, М., ИГиРГИ, 1982, 24 с.
6. Хавкин А.Я. Влияние глинистых минералов на эффективность технологических операций в скважинах // Бурение & нефть, декабрь 2002, с. 12-15.
7. Хавкин А.Я., Табакаева Л.С. Влияние гидрохимических коэффициентов на проницаемость глиносодержащих коллекторов // Бурение & нефть, февраль 2003, с. 26-27.
8. Хавкин А.Я. Закономерность вытеснения нефти в пористых средах // Научные открытия. Сб. кратких описаний за 1998г., РАЕН, 1999, М. Н.Новгород, с. 53-54.
9. Хавкин А.Я. Научные аспекты технологий разработки трудноиз-влекаемых запасов нефти // Юбилейная научная сессия РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 25-26 апреля 2000г., М., 2000, 4 с. Щ
4/ 2003
13
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.