УДК 622.276.1/.4(4/9)
© Коллектив авторов,1998
А.Я.Хавкин (ВНИИнефть), В.Е.Кащавцев, А.А.Фаткуллин (НИЦ НК «ЛУКойл»)
Особенности освоения низкопроницаемых глинистых коллекторов нефти в условиях шельфа Вьетнама
A.Ya. Khavkin (VNIIneft), V.E. Kashchavtsev, A.A. Fatkullin ("LUKOIL" Oil Company)
Features of low permeable clay oil reservoir developments offshore Vietnam
The study concerns the problem of oil production rate increase from the Low Oligocene reservoir of the largest Vietnam offshore White Tiger field as an example of low permeable clay reservoir. The features of waterflood performance and bottom-hole zone permeability changes in dependence with mineralization of reservoir, injected and drilling mud make-up waters have been described. It has been found that physicochemical stimulation methods with surfactants, alkali and high temperature polymers should be used for oil production increase. The software has been developed for calculation of such type reservoir development programs.
Г
аряду с гранитоидами значительная часть нефти месторождений шельфа Вьетнама сосредоточена в глинистых коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами, освоение которых имеет свои особенности. Морские условия добычи нефти с ограниченными сроками службы сооружений (платформ и оснований) требуют интенсивного извлечения нефти уже на ранней стадии разработки залежей.
Рассмотрим залежь нижнего олигоце-на, вторую по величине запасов нефти крупнейшего месторождения шельфа Вьетнама - Белый Тигр. Это месторождение характеризуется большими глубинами залегания, высокими пластовыми температурами и давлениями. Залежь сложена многослойными резко неоднородными глиносодержащими коллекторами низкой проницаемости. Так, диапазон ее изменения составляет 0,0001 -0,24 мкм2 при средней 0,031 мкм2. Вышележащие горизонты VI и VIII (средние значения проницаемости 0,0075 мкм2, пористости 10,6%, начальной водонасыщенности 49%, глинистости 12%) при меньшей глинистости имеют большую водонасыщенность, чем нижележащие горизонты IX и X (проницаемость 0,0144 мкм2, пористость 10,0%, начальная водонасыщенность 42%, гли-
нистость 14%). Краткая характеристика Разработка залежей с ГНПК осущест-
залежи приведена ниже. вляется, как правило, с заводнением и
Начальное пластовое характеризуется низкими темпами добы-
давление, МПа...............41,7 чи нефти и невысокой конечной нефтеот-
Начальная пластовая дачей. Это связано как с низкой прони-
температура, °С ...............138 цаемостью пластов, так и значительным
Средняя проницаемость, мкм2 . .0,031 ее снижением в зонах резкого проявле-
Пористость, % ...............15,0 ния физико-химической активности (на-
Коэффициент: бухания или диспергирования) глинистых
песчанистости ..............0,39 фракций коллектора при их контакте с
расчлененности ..............10,8 закачиваемой водой, имеющей меньшую
Глинистость, % ..............12-14 минерализацию, чем пластовая [2]. Это
Начальная же касается и призабойной зоны сква-
нефтенасыщенность, % ........68,0 жин, заглинизированной в результате бу-
Вязкость пластовой рения и ремонта скважин, где малый диа-
нефти, мПас ................0,47 метр поровых каналов приводит к силь-
Плотность пластовой ной их кольматации.
нефти, г/см3 ...............0,662 Таким образом, для разработки залежей
Минерализация пластовой с ГНПК существенное значение имеют
воды, г/л .................2,9-9,5 исходные глиносодержание, водонасы-
щенность, а также минерализация пласто-Рассматриваемая залежь является ти- вой и закачиваемой вод. Поэтому принци-пичным примером залежей с глиносодер- пиальной является проблема водоподго-жащими низкопроницаемыми коллекто- товки, подбора составов буровых растворами (ГНПК), освоение которых связа- ров и растворов для глушения скважин. но со значительными трудностями [1-3]. В отличие от сложившейся практики Несмотря на наличие общего методоло- заводнение на месторождении Белый гического подхода к их разработке, экс- Тигр осуществляется более минерализо-плуатация нижнеолигоценовой залежи ванными, по сравнению с пластовыми, требует индивидуального подхода к вы- водами. В залежь закачивается морская бору способа воздействия на пласт и ин- вода со средней минерализацией тенсификации притока нефти. 32,7 г/л, значительно отличающаяся от
9/1998
21
\
/ / / / / / \
/ / / / / / / \ ♦ 1 2
/ / / / / / / / t. ■ ♦ ►
0.5 1 1.5 2 2.5 Морская вода [(Cl-Na)/S04]
Рис.1. Диаграмма составов попутно добываемых с нефтью вод:
1, 2 - соответственно попутно добываемая и пластовая вода
пластовых вод по компонентному составу. Если при закачке пресных вод в ГНПК, особенно включающие глины монтмориллонитового состава, резко снижается продуктивность скважин при их обводнении в результате набухания глинистой составляющей [2,3], то в условиях нижнеолигоценовой залежи месторождения Белый Тигр подобного не происходит. Здесь добывающие скважины обводняются с преобладанием закачиваемой минерализованной морской воды (рис.1) и долгое время эксплуатируются практически с постоянным дебитом. Это видно на примере скв.14, которая, находясь в зоне активного заводнения, более
двух лет эксплуатировалась с текущей обводненностью около 30% при увеличении дебита жидкости (рис.2).
Можно предположить, что при вытеснении нефти из пласта такой водой глинистые минералы породы нижнего олигоце-на мало реагируют с ней и существенно не изменяют основные фильтрационные характеристики. Набухаемость глинистых минералов снижается в следующем порядке: натриевый монтмориллонит, кальциевый монтмориллонит, гидрослюды, хлорит, каолинит и т.д. [4]. Минеральный состав глинистого цемента породы нижнего олигоцена представлен цеолитами (ломонтитом) с примесью хлорита, гидрослюдой, каолинитом. Распределение глинистых минералов по осадочному комплексу продуктивных горизонтов месторождения Белый Тигр приведено в табл. 1. Вместе с тем, диспергирование глинистых минералов может снизить проницаемость ГНПК, иногда это уменьшение сравнимо с падением прони-
/
/
л Q* ч/ \ - / /
h- ___ "N/ \ / - -\ t /
V \н
/" /ч
в N / > / / •ч / 1 „ 7 ч/
л — / У У V
Рис.2. Динамика дебита нефти дн, жидкости дж и обводненности В добывающей скв. 14 с начала ее эксплуатации
цаемости за счет объемных эффектов набухания глин [3].
Иное наблюдается при освоении ГНПК, когда в результате бурения и глушения скважин проницаемость закольматирован-ной буровым раствором призабойной зоны снижается многократно.
Многочисленными экспериментами на физических моделях пласта применительно к ГНПК было установлено, что относительное снижение проницаемости определяется относительным уменьшением минерализации воды. Получено соотношение
k = а0 + а^ + а2&2 + аз63, (1)
где k - относительная текущая проницаемость (относительно начальной);
а0 = 0,085; а1 = 2,561; а2 = -2,725;
аз = 1,081; 6 - относительная минерализация воды (относительно начальной). Коэффициент корреляции R = 0,92.
Соотношение (1) адаптировано с учетом закачиваемой в пласт морской воды на месторождении Белый Тигр и может быть использовано для регулирования минерализации.
В соответствии с этим выражением при уменьшении минерализации с 32,7 (морская вода, закачиваемая в пласт) до 2,9 г/л (пластовая вода нижнего олиго-цена) проницаемость призабойной зоны, закольматированной буровым раствором, снизится более чем в 3 раза. Следовательно, эффективная проницаемость призабойных зон скважин будет составлять не 0,031, а 0,009 мкм2, что уменьшит продуктивность скважин, а также приведет к ошибочным оценкам проницаемости по результатам гидродинамических исследований. По-видимому, падение дебитов скв.14 с началом ее обводнения (см. рис. 2) связано с выходом из пласта вала пластовой воды. К последующему росту ее дебитов привела дальнейшая прокачка, а следовательно, увеличение минерализации попутно добываемой воды.
Очевидно, аналогичные процессы, хотя и с меньшей степенью уменьшения проницаемости, происходят на некоторых месторождениях Западной Сибири, когда минерализация закачиваемой воды, например, сеноманской (20 г/л), больше
22 9/1998
Таблица 1
Содержание минералов, %
Миоцен Нижний Преимущественное развитие каолинита Каолинит 45-90
Смешаннослойные породы До 40
Гидрослюда До 25
Монтмориллонит Следы
Олигоцен Верхний Преимущественное развитие гидрослюды Гидрослюда 30-50
Смешаннослойные породы 25-40
Хлорит 10-30
Каолинит 10-20
Нижний Преимущественное развитие гидрослюды Гидрослюда До 50
Хлорит До 30
Смешаннослойные породы ДО 20
Каолинит До 50
Ломонтит Следы
Преимущественное развитие цеолитов Ломонтит До 100
Хлорит Следы
минерализации пластовой (10 - 15 г/л). В этом случае снижение проницаемости может составлять 20 - 30%. Вместе с тем, при контактировании с пластовыми водами глинистых минералов из бурового раствора снижается продуктивность за-кольматированных ими призабойных зон нагнетательных скважин. Поэтому для интенсификации притока нефти на месторождении Белый Тигр буровые растворы целесообразно готовить на подтоварной воде, что не вызовет серьезных осложнений при освоении скважин после бурения и капитальных ремонтов.
В последние годы ведется поиск принципиально новых технологий воздействия на призабойную зону пластов с ГНПК на основе регулирования физико-химической активности глинистых фракций. Используются тепловые и электромагнитные способы, вибровоздействие, пенные системы, различные химические реагенты и соединения, способные влиять на глинистые минералы [5,6]. Характерной тенденцией развития каждого
Таблица 2
Показатели
0,1 1,0
Плотность при температуре 25 X, г/см3 1,021 1,021 1,021 1,025
рН при температуре 25 °С 7,8 9,6 10,9 12,7
Общая минерализация, г/л 31,88 32,24 32,86 36,88
Содержание нерастворимого осадка, г/л 0,00 0,67 3,28 3,28
метода является сочетание средств, необходимых для увеличения проницаемости пласта, охвата воздействием и снижения межфазного натяжения между пластовыми флюидами.
В условиях высоких пластовых температур и морской добычи
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.