Geotechnological regulation of the development of oil fields with hard-to-recover reserves

Full Text

Введение

Вопросы эффективной выработки запасов нефти формируются в течение всего срока разработки месторождения, от его ввода до начала выбытия скважин из эксплуатации. Ввиду того, что основная часть запасов нефти месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (далее – НГП) осваивается с 50–60 гг. прошлого столетия, а в Западной Сибири с 70–80 гг., значительная часть залежей содержит углеводороды (далее – УВ) в низкопроницаемых коллекторах, в «тупиковых» или застойных зонах, в т.ч. обусловленных тектоническим фактором, а также в линзах, «пропущенных» пластах и т.д. Следует также отметить, что в последние 20 лет началась разработка месторождений, характеризующихся неблагоприятными коллекторскими свойствами, а также свойствами флюидов, насыщающих его. Настоящий этап отечественной нефтедобычи ознаменован началом активного изучения и «пробной» добычи УВ из сланцев. Всё вышеуказанное свидетельствует о росте доли трудноизвлекаемых запасов (далее – ТИЗ), которые для месторождений Волго-Уральской НГП составляют не менее 62%. ТИЗ нефти содержатся во всех стратиграфических комплексах, по этой причине их освоенность также различна. Справедливым является и то, что с развитием технологий, появлением новых технических решений и способов добычи УВ доля ТИЗ, выделяемая по геологическим критериям, снизилась. Например, коллекторы с проницаемостью 0,03–0,05 мкм² или залежи, содержащие нефть вязкостью 30–50 мПа·с, в настоящее время достаточно эффективно разрабатываются.

Постановка задачи

Эффективная выработка запасов нефти, приуроченных к неблагоприятным геологическим условиям, в первую очередь обусловлена «адресным» подходом к каждому участку пласта или его пропластку. Известно, что изменение направления ствола скважины на 30–45° в горизонте может привести к увеличению дебита нефти более чем в 1,3 раза.

Таким образом, максимально возможное освоение запасов каждой отдельной залежи месторождения определяется, в первую очередь, особенностями геологического строения. Существующий принцип выбора системы и способа разработки месторождения, основанный на опыте и подходах добычи нефти на схожих месторождениях, должен включать поиск, разработку и внедрение новых технологий и технических решений добычи УВ.

Методические решения

Успешность реализации технологии, направленной на повышение добычи нефти, базируется на их геолого-технологическом, технико-экономическом и информационном обосновании, а также сопровождении при внедрении на объектах разработки. Таким образом, основой комплексного подхода к геотехнологическому регулированию разработки нефтяных месторождений с ТИЗ являются:

• информационное и цифровое обеспечение реализации технологий;
• создание научных основ применения комплексных технологий освоения ТИЗ нефти;
• создание комплексных гибких технологий освоения ТИЗ нефти;
• комплексное геолого-технологическое, инженерно-техническое и экологическое сопровождение применения технологий;
• проведение опытно-промышленных работ и выдача геолого-технологического и технико-экономического заключений для промышленного внедрения технологий [1–3].

Представленный подход является единым «набором» научно-исследовательских и опытно-промышленных работ, где каждое направление является ключевым.

Геолого-технологическое и технико-экономическое обоснования технологий и технических решений, направленных на вовлечение в разработку запасов УВ и доизвлечение остаточной нефти месторождений, включают следующий последовательный комплекс работ и исследований:

• изучение и исследование структурных и физико-химических свойств коллектора;
• понимание геологии залежи, особенно характера литологической изменчивости и, как следствие, неоднородности нефтяной залежи;
• дифференцирование объектов исследований (объект разработки, залежи, пласты, участки или зоны пласта) по свойствам и параметрам, характеризующим свойства пластовых систем;
• выделение характерных объектов и обоснование объектов-полигонов в дифференцированных группах для проведения технологических и технико-экономических расчётов;
• критериальный анализ возможного применения методов увеличения нефтеотдачи (далее – МУН) и интенсификации добычи нефти (далее – ИДН) для объектов в дифференцированных группах, с учётом геолого-геофизических и геолого-промысловых условий;
• имитационное моделирование разработки объектов-полигонов с обоснованным для них комплексом технологий интенсификации процесса нефтеизвлечения с определением технологического эффекта;
• технико-экономические расчёты вариантов применения МУН и основных технико-экономических показателей;
• комплексное геолого-технологическое и технико-экономическое заключение и рекомендации по применению рассмотренных технологий на месторождениях региона.

Теоретические и лабораторные исследования

Геологическими причинами формирования остаточных запасов УВ являются частое изменение показателей неоднородности по площади и по разрезу, фильтрационных и емкостных свойств (далее – ФЕС) пород пластов, сложная и различная глинистость пород, различный характер смачиваемости пород пластов и многое другое. Все эти геологические особенности являются причинами формирования остаточных запасов УВ. К этому необходимо добавить, что механизм вытеснения УВ из коллектора сложный, т.к. на него влияют многие факторы, определяющие процесс разработки залежи, в т.ч. структура порового пространства (пористость, распределение пор и частиц породы по размерам, геометрия пор, удельная поверхность), характер насыщения порового пространства флюидом и степень его гидрофобизации. От смачиваемости породы зависят остаточная нефте- и водонасыщенность, величина капиллярного давления, коэффициент вытеснения нефти водой, фазовая проницаемость. Фильтрационные свойства пород-коллекторов обусловлены как размерами пустотного пространства, так и удельным соотношением пор разной величины, степенью их взаимосвязи и расположения [4–9].

С целью оценки ФЕС, а также других параметров и свойств, полученных в результате экспериментов, предложена методика прогноза, включающая:

• определение статистических характеристик по параметрам, полученным по результатам анализа керна;
• корреляционный анализ между основными ФЕС и структурными свойствами, а также гранулометрическим составом исследуемых образцов;
• множественный регрессионный анализ между распределением частиц по размерам, основными ФЕС и структурными свойствами;
• построение статистических моделей для прогноза основных ФЕС исследуемых месторождений.

Статистический анализ данных по пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, распределению частиц по размерам и структуре порового пространства, выполненный для продуктивного пласта месторождений Западной Сибири, показал, что параметры пласта характеризуются очень широким диапазоном изменения их свойств. Например, проницаемость изменяется в пределах 0,0013–0,8 мкм².

Корреляционный анализ между дисперсным составом, основными ФЕС и структурными свойствами исследуемых образцов показал, что содержание мелких и средних частиц размером менее 100 мкм предопределяет ФЕС и структурные свойства коллекторов рассматриваемых месторождений.

Часто в нефтегазовой практике важно знать закон распределения пор по размерам. В связи с этим на следующем этапе были получены зависимости распределения пор по размерам по данным дисперсионного анализа. С этой целью для каждого образца керна по данным порометрии была построена интегральная кривая распределения пор по размерам. Каждая построенная интегральная кривая была аппроксимирована уравнением (1):

$\mathrm{У}=1–\mathrm{ехр}(–\mathrm{KR}ⁿ)$ (1)

где У – содержание пор, д. ед.; R – радиус поровых каналов, мкм; K, n – коэффициенты уравнения аппроксимации.

Далее для значений коэффициентов уравнения K и n были получены регрессионные зависимости от результатов дисперсионного анализа образцов керна (распределения частиц по размерам). В результате получены зависимости (3, 4):

$\mathrm{K} = 0,373 – 0,0085\mathrm{d}100-250 – 0,0034\mathrm{d}50-100 + 0,0114\mathrm{d}10-50 + 0,0698\mathrm{d}<10 , (\mathrm{R}² = 0,555)$ (2)

$\mathrm{n} = 1,175 – 0,095\ln (\mathrm{d}>250– 0,003\mathrm{d}100-250 + 0,0012\mathrm{d}50-100 – 0,008\mathrm{d}10-50, (\mathrm{R}2= 0,402)$ (3)

где d_<10, d_10-50, d_50-100, d_100-250, d_>250 – содержание частиц определенного размера, % мас.

Проведенная процедура позволяет по распределению частиц по размерам судить о структуре порового пространства.

Различный характер смачиваемости возникает из-за того, что поверхность пор состоит из минералов с различными химическими и адсорбционными свойствами. Также смачиваемость породы зависит от структуры порового пространства, физико-химических свойств насыщающих жидкостей. Для понимания минерального состава породы, а также для исключения гидрофобизации за счёт карбонатного цемента важным является выполнение исследований по определению элементного состава образцов (рис. 1) и изучению их смачиваемости. Исследование образцов показало, что смачиваемость изменяется в очень широких пределах – от чисто гидрофильных до чисто гидрофобных. Анализ распределения значений показателя смачиваемости от пористости, коэффициентов проницаемости, остаточной водонасыщенности и коэффициента вытеснения показал, что наилучшими коллекторскими свойствами обладает гидрофобная группа образцов, наихудшими – гидрофильная. Из данных по корреляции можно сделать вывод о частом изменении смачиваемости в пределах пласта (рис. 2) [4–11].

 

Рисунок 1. Общая фотография образца породы

Figure 1. General photo of a rock sample

1 – зерна кварца / quartz grains; 2, 3 – калиевые полевые шпаты / potassium feldspar; 4, 5 – глинистые участки / clayey areas

 

Рисунок 2. Зависимость распределения коэффициента вытеснения Kв от относительной глинистости n_гл по типу смачиваемости

Figure 2. Dependence of the distribution of the displacement coefficient Dc on the relative clay content n_gl according to the type of wettability

 

Результат внедрения технологий и технических решений на объектах-полигонах зависит от «адаптированного» информационного обеспечения, правильного выбора обоснованных мероприятий по оптимизации сетки и режимов работы нагнетательных и добывающих скважин для регулирования процесса дренирования различных участков и зон продуктивных пластов с целью увеличения степени выработки запасов и коэффициента нефтеотдачи пластов. Решение перечисленного круга задач практически невозможно без применения современных информационных технологий.

Предлагаемый подход предусматривает решение задач анализа, контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений в рамках создания геолого-математической и фильтрационной моделей исследуемого объекта.

Прогнозирование добычи нефти, выявление особенностей и факторов, влияющих на неё, всегда имели важное значение в процессах контроля и регулирования разработки месторождений. Достоверный прогноз добычи нефти базируется на обобщении и систематизации геолого-промысловых данных и может быть повышен за счёт ретроспективного и сравнительного анализа разработки месторождения, проведенного для пластов, эксплуатационных объектов или залежей, схожих по геотехнологическим параметрам пластовых систем. Для обоснованного и оперативного определения групп схожих объектов (классификации) используются различные методы математической статистики.

На результаты классификации значительное влияние оказывают качество и объём исходной информации. Для более достоверного распределения объектов по группам предложена методика, направленная на выбор способа группирования при определенном наборе исходной информации.

Известно, что объём исходной информации влияет на результаты классификации. Исходя из этого, а также из целей группирования предлагаемая последовательность выделения однотипных групп проводится различными методами. Детальный схематичный порядок группирования предложен на рис. 3.

 

Рисунок 3. Схема классификации объектов различными статистическими методами при различных условиях представления исходной информации

Figure 3. Classification scheme for objects by various statistical methods under various conditions for the presentation of initial information

 

При группировании небольшого количества объектов удобно использовать кластерный анализ. Суть данного метода в том, что два объекта, принадлежащих одной и той же группе (кластеру), имеют коэффициент сходства, который меньше некоторого порогового значения. При классификации большого объёма данных предлагается использовать независимые способы идентификации объектов: искусственные нейронные сети (далее – ИНС), метод главных компонент (далее – МГК), кластерный анализ. Особенностью и сложностью использования нескольких методов является конечное сопоставление групп и выявление основных общих характеристик.

Использование данного подхода к классификации объектов повысит достоверность выделения однотипных объектов. В пределах отдельных классов появляется обоснованная возможность к тиражированию успешного опыта по использованию технологий, способов и методов, направленных на повышение эффективности выработки запасов УВ [2, 12, 13].

Проведенное комплексное геолого-технологическое и технико-экономическое обоснование повышения эффективности выработки остаточных запасов позволит получить картину современного состояния выработки запасов, дифференцировать их по степени охвата воздействием, выработать систему геолого-технических мероприятий, дать оценку технологической и технико-экономической эффективности мероприятий, подготовить информационную базу для внедрения методов увеличения нефтеотдачи на исследуемом объекте-полигоне [14]. Геолого-промысловый анализ выработки эксплуатационных объектов месторождений в пределах выделенных групп, традиционно, включает совместный анализ карт остаточных запасов, обводненности, нефтенасыщенных толщин, распространения продуктивных пластов, свойств коллекторов.

Для совершествования системы разработки и адресного обоснования геолого-технических мероприятий рассмотренный подход был реализован на месторождениях Западной Сибири трех основных свит, к которым приурочены нефтегазоносные пласты (васюганская, сортымская и мегионская), а также при обоснованиии технологий доизвлечения остаточной нефти на мелких месторождениях с высоковязкой нефтью Южно-Татарского свода.

Таким образом, комплексный подход к геотехнологическому регулированию разработки нефтяных месторождений с ТИЗ можно представить в виде принципиальной схемы (рис. 4), в которую интегрированы разработанные методические решения по литолого-фациальному изучению и моделированию пластовых систем, пониманию степени взаимосвязи «порода – флюид», дифференциации или классификации объектов исследования и запасов нефти, геолого-промысловому анализу разработки и прогнозированию показателей разработки, оценке перспективных зон (участков) залежи УВ.

 

Рисунок 4. Принципиальная схема дифференцированного подхода к извлечению нефти на разрабатываемых месторождениях

Figure 4. Schematic diagram of a differentiated approach to oil recovery in the fields under development

ОПЗ – обработка призабойной зоны пласта / bottom-hole formation zone treatment

МУН – методы увеличения нефтеотдачи / advanced oil recovery methods

 

Выводы

Предложенный геотехнологический подход к регулированию разработки позволит повысить технологическую эффективность выработки запасов УВ за счёт детального понимания строения коллектора, дифференциации на зоны (участки) пласта, изучение и анализ их состояния разработки, обоснованного выделения первоочередных и перспективных технологий и технических решений для повышения их выработки.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Работа поддержана Министерством науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-15-2020-9020 в рамках программы развития НЦМУ.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующий образом: Султанов Ш.Х. – концепция исследования, проведение исследования, Маляренко А.М. – сбор, анализ, написание рукописи, интерпретация данных исследования, проверка результатов, редактирование рукописи.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement № 075-15-2020-900 within the framework of development program for World-Class Research Center.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The largest contribution is distributed as follows: Shamil Kh. Sultanov – the concept of the study, the conduct of the study; Alina M. Malyarenko – collection, analysis, writing of the manuscript, interpretation of research data, verification of results, editing of the manuscript.

About the authors

Shamil K. Sultanov

Ufa State Petroleum Technological University

Author for correspondence.
Email: ssultanov@mail.ru
ORCID iD: 0000-0003-3481-9519
Scopus Author ID: 23111853300
ResearcherId: CAH-8765-2022

D. Sc. (Engineering), professor

Russian Federation, Ufa

Alina M. Malyarenko

Ufa State Petroleum Technological University

Email: m_alina_m@mail.ru

Cand. Sc. (Geology and Mineralogy)

Russian Federation, Ufa

References

Supplementary files