СОБЫТИЯ

Приглашаем на работу

На развитие рынка газомоторного топлива в 2019 году хотят выделить 4 млрд. рублей

В 2019 году на развитие рынка газомоторного топлива планируют направить 4 млрд рублей субсидий. Об этом сообщил министр энергетики России Александр Новак в ходе экспертной дискуссии «Газомоторное топливо, настоящее и будущее в России», ...

С Новым Годом!

Россия останется главным поставщиком газа в Европу как минимум до 2040 года

РФ вплоть до 2040 года останется основным поставщиком газа в ЕС, несмотря на значительное снижение спроса на голубое топливо в Европе. Об этом сообщается в прогнозе Международного энергетического агентства (МЭА). По его оценке, спрос на газ в ЕС ...

Доходы России от экспорта нефти в январе-сентябре выросли более чем на треть

Доходы РФ от экспорта нефти в январе-сентябре выросли на 37,7% по сравнению с аналогичным периодом 2017 года, до $94,056 млрд. Об этом свидетельствуют данные Федеральной таможенной службы. Общий объем экспорта нефти за указанный период составил ...

Пути совершенствования моделирования процессов разведки и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти

Наука

МУСЛИМОВ Р.Х., доктор геолого­минералогических наук, профессор кафедры геологии нефти и газа К(П)ФУ, академик АН РТ, РАЕН и АГН

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ

Опыт освоения нефтяных месторождений свидетельствует о том, что успех освоения нефтяных месторождений зависит от управления их разработкой, начиная от выявления месторождений и кончая как минимум извлечением всех принятых на баланс запасов.

 

На рис. 1 показана схема управления разработкой месторождений.

Успешность освоения нефтяных и газовых месторождений закладывается на стадии проектирования разработки.

Спецификой проектирования нефтяных месторождений (в отличие от проектирования любых других объектов и сооружений) является индивидуальная особенность каждого месторождения. В мире нет одинаковых по геологическому строению месторождений, поэтому любые примененные на каких-либо месторождениях новые технологии, оказавшиеся успешными в определенных геологических условиях, как правило, становятся малоэффективными в других геологических условиях, на других месторождениях. Для проектирования новых технологий на новых месторождениях нужны крупные исследования по изучению особенностей геологического строения (на макро-, микро- и наноуровнях) и совместимости этих технологий с особенностями геологического строения залежей. Это требует концентрации усилий РАН и региональной науки (АН РТ), достаточного времени и средств.

 

Рис. 1. Схема управления разработкой нефтяных и газовых месторождений (по Р.Х. Муслимову).

              

Проблема привязки новых технологий разработки к геологическим условиям проектируемого месторождения (их совместимости и адекватности) решается инновационным проектированием систем разработки.

Под инновационными мы понимаем проекты (техсхемы) разработки, в которых предлагаются к внедрению новые технологические и технические решения, позволяющие существенно повысить текущие технико-экономические показатели разработки и конечную нефтеотдачу сверх реально достижимых уровней КИН при выполнении сегодняшних проектных решений.

Инновационное проектирование – это тот рычаг, при помощи которого можно управлять освоением месторождения (от доразведки до повышения нефтеотдачи). Во-первых, сюда входят все необходимые исследования проблем разработки каждого месторождения в соответствии с его спецификой. В обычных условиях для этого необходимо выполнение десятков различных тем. Во-вторых, такой проект после официального утверждения приобретает силу закона и обязывает НК его исполнять.

Проектирование и совершенствование систем разработки – процесс постоянный, о чем свидетельствует опыт разработки нефтяных месторождений.

Для составления любого проектного документа на изучение и разработку нефтяного месторождения нужны геологические, а затем и геолого-гидродинамические (геолого-фильтрационные) модели. Они будут различными для разных поставленных целей (подготовка к разработке, опытная, опытно-промышленная эксплуатация, промышленная разработка, внедрения новых МУН и т.д.). Содержание модели будет определяться поставленными проектировщиками целями.

В связи с этим Ю.А. Волков рекомендует начинать составление проекта с анализа самых простых моделей и усложнять их структуру постепенно, по мере необходимости, т.е. внедрять в практику многомодельный подход к созданию и совершенствованию технологий нефтеизвлечения, представляющих «новую философию проектирования» разработки нефтяных месторождений.

Способы решения данных задач являются сутью кластерного подхода к разработке стандарта нового поколения – «Регламент инновационного проектирования разработки и оптимизации выработки запасов месторождений углеводородов при непрерывном их восполнении». В отличие от стандарта, рекомендованного ЦКР для массового проектирования, он может включать и проведение ОПР по опробованию новых технологий на конкретном месторождении в конкретных геологических условиях по схеме, показанной на рис. 2.

В настоящее время эта схема совершенствуется авторами. Самое главное при этом – большое внимание уделяется блокчейнизации управления процессами освоения месторождения, в том числе создания геологических и геолого-фильтрационных моделей разработки.

Самое главное – что вкладывать в понятие «геологическая модель».

С.Н. Закиров [1] совершенно справедливо считает саму идеологию построения моделей неправильной. По его мнению, методические документы предписывают «неколлекторы» не включать в 3D-геологические модели, то есть все (почти все) создаваемые 3D-геологические модели в стране являются дефектными, так как в них рукотворно искажается реальная геология месторождений. Об этом мы также неоднократно писали [2, 3].

В связи с вышеизложенным назрела необходимость переоценки геологических ресурсов нефти, поскольку балансовые и извлекаемые запасы в старом, установившемся понимании оставляют за бортом некондиционные запасы, а они, по предварительным оценкам, могут составить до 15-20% от утвержденных. При этом под геологическими запасам нужно понимать все количество нефти, находящееся в недрах, независимо от того – можно ее сегодня извлечь из недр или нет.

Рис. 2. Схема инновационного проектирования.

 

На рис. 3 показана новая геологическая модель девонской залежи Ромашкинского месторождения, построенная на принципиально новом подходе с позиций формирования залежей.

 

Как видно из рис. 3, при таком подходе общие ресурсы возрастут, а значения КИН снизятся.

Представляется целесообразным разработать методику подсчета геологических запасов с учетом огромного прогресса на Западе в области геологических исследований и имеющегося опыта извлечения углеводородов из плотных пород (или сланцев).

В таком случае в общем балансе будут нынешние «некондиционные» запасы как объект деятельности НК по проведению НИР и ОПР по поискам путей их извлечения.

Такой подход будет способствовать повышению эффективности составления проектов разработки.

При этом более понятным для всех специалистов является предложение считать все геологические запасы (включая и «некондиционные коллекторы» в карбонатных залежах [4, 5, 6]. Немного труднее для восприятия – это положение в залежах с терригенными пластами. Но и здесь такое построение модели в большинстве может быть более приемлемым, если изучить строение так называемых плотных разделов между пластами и их роль в процессах фильтрации, которая может оказаться существенной.

Проведенные авторами [7] оценочные расчеты говорят о том, что вертикальные перетоки при разработке слоисто-неоднородного пласта, состоящего из пропластков, представленных различными типами коллекторов, могут играть существенную роль. Это говорит о том, что за счет них могут вырабатываться и такие пропластки, которые при опробовании непосредственно через скважины не дают нефти вообще или дают непромышленные притоки.

Эти исследования корреспондируются с промысловыми наблюдениями за работой высокообводненных скважин и являются весьма полезными для формирования систем разработки и режимов работы скважин на поздней стадии разработки.

При построении геологических моделей нефтяных залежей необходимо:

- изучать распределение по объему каждой из них не только балансовых, а всех геологических запасов нефти, дифференцируя последние на подвижные, малоподвижные и неподвижные;

- фиксировать местоположение и определять фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) не только нефтенасыщенных, но и всех «плотных» и водонасыщенных прослоев, заключенных между непроницаемыми кровлей и подошвой той единой гидродинамической системы, частью которой является рассматриваемая залежь или рассматриваемая совокупность нефтяных пластов [8].

Особенности разработки нефтяных месторождений различных групп диктуют особенности составления геологических и геолого-фильтрационных моделей. За длительную историю разработки различных месторождений была создана современная их геолого-промысловая классификация. В середине 70-х годов прошлого столетия были выделены две группы месторождений – с активными (АЗН) и трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН). Затем, по мере накопления опыта разработки, группа ТЗН постоянно расширялась и увеличивалась. В РТ ТЗН уже насчитывают 21 категорию. Затем, уже в текущем столетии, были выделены так называемые нетрадиционные объекты, которые также разделялись на разные категории. Поэтому при составлении геологических моделей основой должна быть современная классификация нефтяных залежей (рис. 4).

 

Рис. 4. Классификация нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) традиционных (ТЗН) и нетрадиционных нефтей (НЗН) (по Р.Х. Муслимову).

 

На месторождениях первой группы в начале эксплуатации обычно в каждом объекте самостоятельной разработки стремятся выделять большое число пластов с разной геологической характеристикой, каждая из которых обычно служит объектом самостоятельного воздействия. Только на поздней (IV) стадии разработки ранее разделенные пласты эксплуатационного объекта приходится объединять, чтобы эксплуатировать объект на форсированных режимах и высокой обводненности продукции скважин для увеличения КИН. Современные достижения в эксплуатацииультранизкопроницаемых пластов требуют подключения в эксплуатацию ранее считавшихся некондиционными плотных пластов данного и других этажей нефтеносности.

Мелкие и средние месторождения с ТЗН разбуриваются с поэтапным уплотнением сетки скважин разрабатываемого этажа нефтеносности с поэтапным освоением гидродинамических, а затем и третичных МУН с постепенным усложнением (увеличением мощности внедряемых МУН).

Месторождения с ТЗН характеризуются наиболее сложным геологическим строением. Здесь отмечается огромная роль трещиноватости в процессах фильтрации флюидов.

Необходимо отметить, что роль трещин в вытеснении нефти в процессе разработки является важнейшей не только для трещинно-кавернозных, но и для гранулярных коллекторов. Ведь макро- и микротрещины имеются практически в подавляющем большинстве пород-коллекторов. Они-то и играют основную роль в процессах фильтрации. Причем на практике преобладает случай, когда имеется приток нефти в трещины из матрицы пласта в результате создания разнопеременных перепадов давления между трещинами и основной частью породы в процессе разработки. Это происходит при нестационарном заводнении и импульсной эксплуатации добывающих скважин. Особенно высокую роль играет трещиноватость в карбонатных залежах.

Особенность ТЗН в том, что на эффективность их выработки определяющее влияние оказывают незначительные, казалось бы, особенности деталей геологического строения, которые в большинстве случаев мы либо не знаем, либо не акцентируем на них внимание. Поясним это на некоторых примерах.               

Карбонатные пласты макро- и микронеоднородны, содержат включения других минералов: гипса, кальцита, ангидрита, глин, пирита, а также битумов и различных окислов металлов. На совместную фильтрацию нефти и воды или же нефти, воды и газа большое влияние оказывают состав пород и физико-химические свойства этих фаз, а также самой трещиноватой породы и степень раскрытия трещин.

Так, наличие трещиноватости в кровле кизеловской залежи Тавельского месторождения, по данным Р.Х. Закирова, в 1,5 – 1,8 раз увеличивает дебиты нефти, а следовательно, КИН, а дебит нефти прямо зависит от вскрытой мощности пласта.

По залежи башкирского яруса Аканского месторождения, представленной крайне неоднородными карбонатными пластами, применение методов заводнения (в том числе при обработке наножидкостью) оказалось неэффективным. Это объясняется наличием трещин различного происхождения. Здесь на фоне мелких трещин различной генерации присутствуют и более крупные вертикальные, и субвертикальные трещины тектонического происхождения. Эти особенности строения залежи были выявлены недавно современными методами исследований И.Н. Плотниковой и В.П. Морозовым. Естественно, в этих условиях любые жидкости для вытеснения нефти из карбонатов не будут работать, пока не удастся залечить крупные тектонические трещины. Для этого нужны совершенно новые инновационные технологии. За выполнение этой задачи взялась Л.К. Алтунина. После проведенных длительных оригинальных исследований мы поняли причины неэффективности обычных методов заводнения. Задача архисложная: нужно залечить мощные вертикальные тектонические трещины и заставить мелкие трещины залежи принимать воду.

В серпуховско-башкирских отложениях Ромашкинского месторождения (зал. 301–302), как установил в кандидатской диссертации Д.В. Гуськов, в пределах положительных локальных осложнений происходит сжатие в подошвенной части пласта, что сдерживает темпы обводнения скважин подошвенной водой. Безводные периоды на таких участках максимальны, что позволяет рекомендовать данные участки залежи как наиболее перспективные для заложения добывающих скважин, зарезок вторых стволов и проведения различных геолого-технических мероприятий с целью получения притоков нефти с низкой обводненностью. Отрицательные же локальные осложнения являются зонами разуплотнения коллекторов в зоне ВНК, приводящие к интенсивному обводнению, поэтому необходимо производить выработку запасов этих участков залежи в щадящем режиме (рис. 5).

Рис. 5. Схематический геологический профиль серпуховско-башкирских отложений с характерными особенностями развития трещиноватости в положительных и отрицательных структурных осложнениях.

Однако небольшой мощности плотный пропласток в районе ВНК способствует сдерживанию обводненности, служа в качестве водоупора.

Сегодня вопросы изучения направлений и развития зон трещиноватости являются приоритетной задачей детальных геологических исследований. Современные геологические модели должны обозначать эти детали для того, чтобы проектировщики могли наиболее эффективно определять местоположение нагнетательных и положение стволов в горизонтальных скважинах. В зависимости от мощности и коллекторских свойств пластов нагнетательные скважины могут располагаться либо поперек, либо вдоль, либо диагонально развитию зон трещиноватости. Имея такие геологические модели, проектировщики могут целенаправленно заставить трещины работать для повышения нефтевытеснения из основной матрицы породы.

Знание таких деталей проектируемых объектов, заложенное в геологические модели, видимо, устроит проектировщиков при составлении технологических схем и проектов разработки месторождений, но их недостаточно для целенаправленного проектирования применения МУН на месторождениях. Оно может проектироваться как на новых месторождениях, разработка которых с самого начала проектируется по новым технологиям разработки на режимах, не связанных с заводнением (внедрение тепловых методов разработки на месторождениях с ВВН и СВН, газовых и водогазовых методов на месторождениях с низкопроницаемыми и ультранизкопроницаемыми пластами), так и на разрабатываемых с применением заводнения месторождениях. В последних МУНы должны повысить эффективность выработки запасов и увеличить нефтеотдачу. Для такого проектирования должны применяться тонкие, более детальные совершенные геологические модели.

В настоящее время методов исследования трещиноватости и их роли в формировании и освоении месторождений нефти и газа предложено много. К ним относятся:

• аэрокосмические методы, позволяющие:

- определять общее направление и зоны развития трещиноватости в региональных масштабах;

• гидродинамические исследования для детального изучения трещиноватости на эксплуатируемых объектах;

• технология КСАЭ (Чеботарева И.Я., ИПНГ, Москва; Дерягин В.В., ИГГ УрО РАН, Екатеринбург) – каротаж сейсмоакустической эмиссии для выявления пропущенных нефтенасыщенных пластов в структуре сложно построенных продуктивных коллекторов, определение газоносности продуктивных коллекторов и источников обводнения пластов, выбора интервалов перфорации, локализации потенциально проницаемых прослоев, восстановление проницаемости призабойной и удаленной зоны пласта;

• технология OilRiver (Глухаманчук Е.Д., ЦГМ, Ханты-Мансийск) – для детального картирования трещинно-блоковой структуры и оценка ее роли в выработке запасов;

• методы СSPD (Ерохин Г.Н., Балтийский федеральный университет), СЛБО и СЛОЭ (Чиркин И.А., ГУ «Дубна») – решающие вопросы выявления зон с открытой трещиноватостью;

• методы НСЗ (работы проводит ЗАО «Градиент»;

• методы ГИС ТНГ-групп по определению трещиноватости (широкополостный акустический каротаж);

• исследования с использованием рекомендуемого ТНГ-групп комплекса ГИС:

- ВАК-8, MPAL – для определения интервалов трещиноватости;

- MCI – для определения характеристик трещин (открытые, закрытые, угол падения, азимут);

- САС – для определения углов падения и азимутов (имеются ограничения: реагирует на раствор, зенитный угол ствола скважины).

Ряд из вышеприведенных методов уже широко используется на практике (СЛБО, СЛОЭ, НСЗ, методы ГИС). Другие требуют апробации в промысловых условиях для определения их возможностей в различных геологических условиях.

Проведенные исследования показали, что фильтрационные процессы в нефтегазовых пластах регулируются именно наноразмерными явлениями [9, 10].

С целью характеристики процессов, происходящих в пласте в ходе воздействия на него, в КФУ было разработано положение о литолого-геохимическом равновесии в системе нефть-коллекторов [10]. Согласно этому положению в системе коллектор-флюид выделяются инертные и активные минеральные фазы. Эта активная наноминеральная составляющая представлена глинистыми минералами, тонкодисперсным карбонатным материалом, тонкодисперсными сульфидными минералами (пирит) и тонкодисперсными гидроокислами, а также тонкодисперсным кварцем и более редкими минералами. Как показывают проведенные исследования, эти наноминеральные фазы даже при их незначительных количествах локализуются обычно в местах пережимов поровых каналов либо на стыках обломочных зерен, что приводит к нарушению линейности фильтрационных процессов, а часто даже прерывают фильтрацию (рис. 6) [10].

Сегодня такие исследования проводятся крайне редко и в исключительных условиях такие сложные модели практически не используются. Но без их внедрения в практику проектирования разработки существенного – с применением новейших МУН повышения нефтеотдачи на месторождениях с ТЗН ожидать не приходится.

 

Литература:

1. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D-геологическом и гидродинамическом моделировании. // Нефтяное хозяйство, 1/2006. С. 34-41.

2. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. – Казань: Изд. Казанск. ун-та. 2003. – 596.

3. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача; прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН): Изд-во «ФЭН» АН РТ. – 2014. 750 с.

4. Муслимов Р.Х., Волков Ю.А., Касимов Р.С., Розенберг И.Б., Сулейманов Э.И. Проблемы построения геологических моделей залежей нефти в карбонатных коллекторах // Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов: Тр. межд. конф. Казань, 4-8 октября 1994 г. – Т. 2. С. 496-510.

5. Муслимов Р.Х., Волков Ю.А., Шакиров А.Н, и др. Новые подходы к построению геологической модели карбонатного коллектора на основе усовершенствования интерпретации ГИС // Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волко-Камского региона: Тр. научно-практ. конф. Лениногорск, 17-18 марта 1998 г. – Казань: Новое знание, 1998. С. 355-360.

6. Волков Ю.А., Данилова Т.Е., Касимов Р.С. О необходимости послойного изучения керна с привязкой к ГИС без нарушения естественной последовательности напластования // Материалы региональной научн.-практич. конф. «Проблемы повышения геологической информативности геофизических исследований скважин», Казань, 13 ноября 2007 г. – Казань: изд-во «Плутон». 2007. С. 64-80.

7. Волков Ю.А., Файзуллин И.Н., Кормильцев Ю.В., Федоров В.Н., Чекелин А.Н. О циклическом воздействии через горизонтальные скважины на пласты, представленные различными типами коллекторов // Материалы семинара-дискуссии «Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование». Актюба. 2-3 декабря 1999 г. – Казань: МастерЛайн. 2000. С. 123-130.

8. Муслимов Р.Х. Новая классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов – движение вперед или вспять?//Георесурсы. 2/2016. С. 80-87.

9. Муслимов Р.Х. Нанотехнологии в геологии и повышении эффективности освоения залежей с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами нефти. Нефтяное хозяйство – М: № 1. 2009 г. С. 38-42.

10. Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Наноминеральные системы нефтяного пласта и их роль в процессе разработки // Георесурсы. – 2007.
№ 3(22). С. 21-23.

НГС 4(3)2018­

 


Категория статьи: Без категории

К содержанию журнала
Яндекс.Метрика