Повышение достоверности переоценки запасов УВ на завершающей стадии разработки месторождения

Несмотря на большой накопленный опыт в построении петрофизических моделей для коллекторов различных типов, используемых для интерпретации ГИС при подсчете запасов УВ, при подготовке исходных данных для геолого-технологических и гидродинамических моделей, недопустимо мало уделяется внимания построению петрофизической основы на стадии разработки залежей УВ. С изменением термобарических условий в процессе разработки залежи существенно меняются и физико-механические и петрофизические параметры пород, и, как следствие, виды петрофизических связей. Однако, в большинстве случаев, при переоценке запасов УВ это не учитывается.

Особенно актуальна эта проблема старейшего нефтедобывающего района России – Тимано-Печорской провинции (ТПП). Из 152 месторождений, расположенных в Республике Коми, большая часть находится в разработке, причем 19 месторождений с падающей добычей, у которых выработанность запасов превышает 60%. Статистические данные свидетельствуют, что при повторном пересчете запасов УВ наблюдается систематическое изменение (как правило, уменьшение) балансовых и извлекаемых запасов по сравнению с первоначальными. Обычно эти изменения принято объяснять более сложным строением залежи по сравнению с первоначальными подсчетными моделями. Однако фильтрационно-емкостная модель залежи могла измениться и в процессе разработки.

Для повышения надежности оценки запасов УВ необходимо получение более полной и достоверной информации, на которой основывается подсчет запасов. В этом аспекте необходимо проводить системный анализ взаимосвязи строения емкостного пространства с учетом современного напряженно-деформированного состояния залежи, что в конечном итоге позволяет получить близкие к реальным характеристики ФЕС.

В настоящей статье рассмотрено влияние барических условий на ФЕС коллекторов Печорокожвинского месторождения, расположенного в пределах южной части Печоро-Кожвинского мегавала.

Залежь УВ верхне-среднедевонского возраста была открыта в 1962 году, эксплуатация началась с 1972 года. На Печорокожвинском НГКМ пробурено 38 скважин (скв. 21-26, 58-66, 68-74, 92, 94-96, 101-110, 114, 161), в том числе 16 глубоких (скв. 21-26, 101-110), вскрывших осадочные отложения от четвертичных до среднедевонских. В тектоническом отношении Печорокожвинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, осложняющей южную часть Печорогородской ступени-структуры II порядка, входящей в состав Печоро-Кожвинского мегавала. Печорокожвинская структура имеет изометричную форму с незначительно вытянутой юго-восточной периклиналью. Особенностью строения складки является изменение её морфологии по разрезу осадочного чехла (при близкой в целом конфигурации структуры), обусловленное различным проявлением разрывных дислокаций, нарушающих залегание поддоманиковых и каменноугольно-пермских отложений. В осадочном чехле Печоро-Кожвинского мегавала и примыкающих к нему районов выделен ряд нефтегазоносных комплексов, наиболее перспективным из которых является среднедевонско-нижнефранский НГК.

На момент разработки залежи значения начальных пластовых термобарических условий составляли: давление 39,6 МПа, температура 74,7 ºС. За период разработки залежи пластовое условия существенно изменились. На конец 2006 года пластовое давление, например, снизилось в отдельных скважинах до 11 МПа (скв. 103). Эксплуатационные скважины 102-108, пробуренные в 1984-1994 г.г., при вскрытии продуктивной части разреза уже имели пластовые давления 25-20 МПа.

При отборе керна из скважины и выносе его на поверхность нагрузка на породу уменьшается. Поскольку твердая, жидкая и газовая фазы породы являются упругими средами, то естественно полагать, что при уменьшении давления произойдет упругое изменение объема этих фаз, что в свою очередь отразится на значениях физических характеристиках породы в целом. Известно, что в процессе диагенеза порода неоднократно подвергается знакопеременным нагрузкам различной амплитуды. Согласно теории деформаций пористых сред при неоднократном воздействии давлений превалирующим видом деформаций остаются упругие. Поэтому можно предположить, что при отборе и выносе керна на поверхность, порода в основном претерпевает упругие (обратимые) деформации, что приводит также к обратимым изменениям физических параметров [3]. В результате снижения в процессе разработки пластового давления и сохранения без изменений горного давления вышележащих пород происходит перераспределение напряжений и часть нагрузки, которую принимал на себя содержащийся в порах горных пород флюид (газ, вода, нефть и т.д.), будет воспринимать уже скелет породы, ее твердая матрица [2].

Известно, что наибольшее влияние пластовые условия оказывают на емкостные, фильтрационные, электрические и акустические свойства коллекторов [3]. Для оценки характера влияния барических условий на ФЕС коллекторов были исследованы образцы керна Печорокожвинского месторождения. Для различных эффективных давлений рассчитывались такие параметры, как коэффициент пористости (К_{п пл}), относительное сопротивление или параметр пористости (Р_{п пл}) и интервальное время (ΔТ_пл). Перечисленные параметры вычислялись по следующей методике.

Коэффициент пористости определялся по формуле:

 %,                                        (1)

где V_пор – объем всех пор в породе, см³;

    К_п атм – коэффициент пористости в атмосферных условиях, измеренный на образцах керна, %;

    ΔV_испр – объем пор, исправленный за влияние давления, см³.

ΔV_испр рассчитывался по формуле:

 см³,                                                 (2)

где ΔV_Σ – сумма предыдущего и последующего значений объема пор при различных эффективных давлениях, см³;

    а – поправка за давление, различная для первой и второй установок, на которых исследовался образец керна, см³;

    b – коэффициент установки, b = 0,000252 – для первой установки, b = 0,0005 – для второй установки.

Сопротивление породы определялось по формуле:

 Ом∙м,                                                             (3)

где U – напряженность установки при различных эффективных давлениях, мВ;

    I - сила тока, I = 1 мА;

    S – площадь изучаемого образца, см², S = , где d – диаметр образца, см;

    l – длина образца, см.

Параметр пористости определялся по следующей формуле:

,                                                                   (4)

где ρ_п – сопротивление образца, Ом∙м;

   ρ_в – сопротивление пластовой воды, Ом∙м.

Сопротивление пластовой воды для изучаемых образцов Печорокожвинского месторождения составляет 0,055 Ом∙м.

Интервальное время определялось по формуле:

 мкс/м,                                                   (5)

где t – время прохождения упругой волны через образец при различных эффективных давлениях, мкс;

    τ_з – время задержки импульса, мкс, τ_з = 3,3 – для первой установки, τ_з = 2,92 – для второй установки;

    l – длина образца, см.

При сопоставлении с аналогичными параметрами (К_{п атм}, Р_{п атм}, ΔТ_атм), полученными для нормальных условий, были построены графики зависимостей К_{п атм} = f(К_{п пл}), Р_{п атм} = f(Р_{п пл}), ΔТ_атм = f(ΔТ_пл), а также Р_{п пл} = f(К_{п пл}), ΔТ_пл = f(К_{п пл}) для различных классов коллекторов изучаемого месторождения. На рисунках 1 и 2 изображены связи типа Р_{п пл} = f(К_{п пл}), ΔТ_пл = f(К_{п пл}).

По скважине 104 Печорокожвинского НГКМ был произведен расчет ФЕС с использованием петрофизических зависимостей, соответствующих начальным пластовым условиям, а также по зависимостям, перестроенным согласно данным по давлению на момент эксплуатации. Выявлено, что при использовании петрофизических зависимостей, рассчитанных с учетом пластовых условий на момент разработки, значение коэффициента пористости уменьшилось на 6,5 %, интервального времени пробега упругой волны – на 8 %, параметр пористости увеличился на 20 %.

Для того чтобы показать влияние изменившихся пластовых условий на запасы УВ, по скважине 104 были рассчитаны линейные запасы УВ для двух случаев: 1) с использованием ФЕС, полученных по зависимостям, соответствующим начальным термобарическим условиям; 2) с использованием ФЕС, полученных по зависимостям с учетом изменившихся пластовых условий. При сопоставлении полученных результатов выяснилось, что при учете данных по давлению значение линейных запасов УВ на 6,1 % меньше, чем без учета изменившихся термобарических условий.

Подводя итоги вышеизложенных исследований, можно сделать следующие выводы.

В процессе эксплуатации месторождения технологическое воздействие приводит к существенному изменению термобарических условий залежи, а соответственно, и ФЕС пластов вблизи зоны скважины [1]. На примере Печорокожвинского НГКМ показано, что для достоверной оценки запасов УВ в условиях падающей добычи необходима петрофизическая основа, адекватная реальным процессам, происходящим в скважине на завершающей стадии разработки месторождения. Недопустимо использование петрофизических моделей, построенных на этапе освоения месторождения при начальных термобарических характеристиках залежи.

Литература

1.                  Закенов, С.Т. Оценка влияния пластовых и техногенных факторов на продуктивность скважины / С.Т. Закенов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - №7. - С.47-50. - библиогр.: с. 50-51.

2.                  Жуков, В.С. Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа/В. Жуков//Бурение&Нефть.-2006.-№1. - С. 8-9. - библиогр.:с. 9.

3.                  Методические рекомендации по приведению лабораторных значений физических свойств осадочных пород и петрофизических связей к глубинным термодинамическим условиям [Текст] / Г.М. Авчян, А.А. Матвеенко, З.Б. Стефанкович; под ред. Е.А. Полякова. - М.: ВНИИгеофизика, 1977. - 51 с.