Изменения гидрогеологических условий Восточно-Перевального нефтяного месторождения в процессе его разработки

ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ВОСТОЧНО-ПЕРЕВАЛЬНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ЕГО РАЗРАБОТКИ

Р.М.Судо

В настоящее время установлено, что в пределах многих нефтяных месторождений Среднего Приобья нижнемеловые и юрские, а на севере Западной Сибири и верхнемеловые, и кайнозойские нефтегазоносные пласты характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений различных генезиса и амплитуды [2, 3, 4].

Выявление и трассирование разрывных нарушений в пределах конкретного нефтяного месторождения представляют собой очень важные задачи. Существующие методики выявления малоамплитудных дизъюнктивных нарушений [2, 3, 4] базируются на оптимизированной обработке и интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных (сейсморазведка, ГИС, бурение). В пределах месторождения, характеризующегося дизъюнктивно-блоковым строением, выявляются тектонические нарушения, разобщающие его на тектонические блоки часто с принципиально различными положением водонефтяного контакта (ВНК) и свойствами нефти.

Однако для качественного проектирования и управления разработкой нефтяных месторождений необходимо иметь данные не только о его тектоническом, но и гидродинамическом строении. Примени-

тельно к гидродинамическому строению нефтяных месторождений в литературе используются термины "гидродинамический блок" и "плас-тово-блоковое строение"*.

Понятия "тектонический блок" и "гидродинамический блок" по содержанию принципиально различаются. Гидродинамический блок представляет собой относительно изолированный участок земной коры, характеризующийся отличными от соседних участков условиями формирования гидрогеологических полей (поля пластовых давлений, температур, минерализации подземных вод). Под пластово-блоковым строением понимается такое строение флюидодина-мической системы, при котором она разобщена на совокупность относительно изолированных гидродинамических блоков. Формирование гидрогеологических полей в каждом относительно изолированном гидродинамическом блоке определяется затрудненным межблоковым гидравлическим взаимодействием.

Число, конфигурация и размеры тектонических и гидродинамических блоков в пределах конкретного месторождения могут значительно отличаться. Таким образом, при создании гидродинамической модели нефтяного месторождения, характе-

ризующегося дизъюнктивно-блоковым строением (наличие тектонических нарушений), необходимо изучить разобщенность флюидодина-мической системы нефтяная залежь—подземные воды на относительно изолированные гидродинамические блоки, выявить и установить тип гидродинамических границ.

Попытаемся обосновать принципиальную гидродинамическую модель Восточно-Перевального месторождения, расположенного в Западной Сибири. В тектоническом отношении Восточно-Перевальное поднятие по кровле основных продуктивных горизонтов БС-| и АСд характеризуется двухкупольным строением. Наиболее выраженный купол фиксируется в восточной части площади, где его амплитуда составляет около 35-40 м. Западный купол менее выражен и представляет собой пологий структурный нос с амплитудой около 15 м. Ориентировка этих структур противоположная: западный структурный нос имеет в основном субширотное простирание, восточный — северо-западное. Размеры западного структурного осложнения 8х3 км2, восточного — 14х7 км2. Углы наклонов крыльев структуры на уровне продуктивных пластов БС1 и АС9 изменяются от 0о30' до 1о30'.

* Более подробно понятия "гидродинамический блок" и "пластово-блоковое строение" рассмотрены в работах В.А.Всеволожского, В.И.Дюнина [1].

Рис. 1. СХЕМА ДИЗЪЮНКТИВНО-БЛОКОВОГО СТРОЕНИЯ ПЛАСТА АС9 ЗАПАДНОГО КУПОЛА ВОСТОЧНО-ПЕРЕВАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - скважины

Геологическое строение, особенности нефтегазоносности Восточно-Перевального месторождения описаны в работе В.С.Славкина и др. [4]. Авторы этой работы предложили модель дизъюнктивно-блокового строения месторождения, согласно которой месторождение разбито малоамплитудными нарушениями на несколько тектонических блоков с различным положением ВНК (рис. 1). Однако гидрогеологические данные, полученные при разведке и разработке Восточно-Перевального месторождения (распределение в плане пластового давления, минерализации и типа подземных вод, динамика пластового давления, минерализации, обводненности добываемой продукции, а также результаты гидродинамических и индикаторных исследований), не всегда находили удовлетворительное объяснение в рам-

ках модели дизъюнктивно-блокового строения месторождения, предложенной в работе [4].

Таким образом, появилась необходимость обоснования новой гидродинамической модели пласто-во-блокового строения месторождения, выявления относительно изолированных гидродинамических блоков, характеризующихся различными условиями формирования гидрогеологических полей в естественных условиях и различной динамикой пластового давления, минерализации добываемой воды и обводненности продукции в процессе разработки месторождения.

На Восточно-Перевальном месторождении разрабатываются три нефтеносных пласта: АС9 на Западном куполе и АС9 , БС1, Ач3 в пределах Восточного купола. Из пластов АС3, АС4, ЮС1, ЮС2 получены притоки нефти и воды.

Гидрогеологические условия залежи пласта АС9 Западного купола Восточно-Перевального месторождения до начала разработки

Пласт АС9 залегает на глубине 2280-2340 м (абсолютная отметка -2150...-2210 м), представлен алеври-топесчаниками с различной степенью глинистости. Пласт характеризуются неоднородным строением, иногда резким изменением фильтрацион-но-емкостных свойств. Пористость по отдельным скважинам колеблется от 20,4 до 22,3 % (по данным геофизических исследований скважин — ГИС) и от 14,0 до 23,1 % (по керну), средняя по скважинам — 20,7 % (по керну) — 21,6 % (по ГИС). Проницаемость по отдельным скважинам колеблется в интервалах от 11,1 • 10-3до 319,3 • 10-3 (по ГИС) и от 49,6 • 10-3 до 145,6 • 10-3 мкм2 (по керну), средняя по скважинам — 66,0 • 10-3 (по ГИС) — 114,0 • 10-3 мкм2 (по керну). По данным гидродинамических исследований проницаемость изменяется от 3 до 100 мкм2. Мощность пласта АС9 составляет 10-15 м, максимальные значения нефтенасыщеннной толщины пласта не превышают 8 м, составляя в среднем 2-3 м.

По горизонту АС9 структурный план в общих чертах совпадает с нижележащим горизонтом БС1. В восточной части площади фиксируется обширный купол, замыкающийся по изогипсе -2170 м. От центра площади в западном направлении уверенно трассируется структурный нос, который соединяется с Восточным куполом изогипсой -2190 м.

Пласт опробован в 10 разведочных и 43 эксплуатационных скважинах. Получены как фонтанирующие, так и непереливаю-щие притоки нефти, нефти с водой и воды (от 0 до 100 %) дебитом от 2,7 до 143,7 м3/сут при депрессии на пласт от 5,34 до 20,71 МПа.

Рис. 2. ЗАВИСИМОСТЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПЛАСТА АС9 ВОСТОЧНО-ПЕРЕВАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОТ ГЛУБИНЫ

Купол: 1 - Западный, 2 - Восточный

Пластовое давление варьирует от 19,40 до 24,39 МПа (рис. 2). Коэффициент аномальности пластового давления изменяется от 0,87 до 1,07. Приведенное давление (к абсолютной отметке -2210 м) изменяется от 20,00 до 24,54 МПа.

Распределение приведенных давлений носит мозаичный характер. Разница давлений достигает 0,98-1,96 и даже 3,63 МПа. На Восточном куполе подобная разность значительно больше (более 2,94 МПа), чем на Западном (до 1,96 МПа) (см. рис. 2). Подобная ситуация и с коэффициентами аномальности — на Восточном куполе они характеризуются большим разбросом (от 0,87 до 1,07), чем на Западном (от 0,91 до 0,99).

На карте изобар (приведенных к абсолютной отметке -2210 м) пласта АС9 Западного купола Восточно-Перевального месторождения выраженные пьезоминимумы или пьезомаксимумы не фиксируются. Однако распределение приведенных давлений в плане по пласту АС9 свидетельствует, что с позиций пластового строения, т.е. при существовании единой гидродинамиче-

ской системы, в пласте АС9 должны существовать нереально большие градиенты приведенного давления (более 0,0003 МПа/м, в среднем 0,0005 МПа/м). По представлениям В.А.Всеволожского и В.И.Дюнина в пределах второго гидрогеологического этажа, в зоне весьма затрудненного водообмена такие высокие градиенты приведенного давления могут быть связаны с наличием в пласте АС9 гидродинамических границ, разобщающих его на относительно изолированные гидродинамические блоки.

Минерализация подземных вод изменяется от 16,2 до 23,6 г/л. В пласте АС9 преобладают подземные воды хлоридно-кальциевого типа (по В.А.Сулину), реже — хло-ридно-магниевого и гидрокарбо-натно-натриевого. Распределение минерализации подземных вод пласта АС9 в плане имеет "неупорядоченный", мозаичный характер — разность между минерализацией, определенной на близкой глубине и незначительном расстоянии, в среднем составляет 1,0-2,0 г/л, иногда достигая 3,5-4,0 г/л. На карте минерализации подземных

вод пласта АС9 хорошо прослеживаются многочисленные резкие перегибы изолиний минерализации, "незакономерные" сгущения изолиний (рис. 3). Распределение подземных вод в плане по их типу также носит мозаичный характер. Существование подобного "незакономерного" поля минерализации удовлетворительно можно объяснить не с позиций пластового строения, а только наличием в пласте АС9 гидродинамических границ, разобщающих его на относительно изолированные гидродинамические блоки с различными условиями формирования гидрогеохимического поля.

Таким образом, результаты гидрогеологических исследований, проведенных при разведке Восточно-Перевального месторождения, могут свидетельствовать, что оно характеризуется пластово-блоко-вым строением.

Изменение гидрогеологических условий залежи пласта АС9 Западного купола Восточно-Перевального месторождения

в процессе разработки

Разработка нефтяных месторождений оказывает существенное влияние на природные гидрогеологические условия. Происходит изменение пространственного распределения пластовых давлений, насыщенности отложений продуктивных пластов (снижение нефте- и увеличение водонасыщенности), химического состава подземных вод и ряда других параметров.

Данные, полученные при разработке Восточно-Перевального месторождения, также могут свидетельствовать в пользу его пласто-во-блокового строения.

Так, в период разработки Восточно-Перевального месторождения происходили "незакономерные", с позиций пластового строе-

ния, изменения пластового давления, минерализации и типа добываемой воды по скважинам, быстрое "незакономерное" обводнение продукции добывающих скважин; фиксировались отсутствие гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, отрицательные эффекты от геолого-технических мероприятий (гидроразрыв пласта).

Залежь пласта АС9 Западного купола Восточно-Перевального месторождения разрабатывается с конца 1995 г. Разбуривание залежи происходило по "ползущей" схеме — от центрального изученного участка к плохо изученным периферийным участкам залежи. Практически с самого начала разработки стали отчетливо проявляться существенные отличия в динамике приведенного давления, минерализации добываемой воды и обводненности продукции по различным добывающим скважинам.

В конце июня — начале июля 1998 г. была организована система поддержания пластового давления — под закачку воды были переведены три скважины: 241, 243, 286. К этому моменту в целом по пласту АС9 произошло снижение пластового давления до 16,66-18,62 МПа в центральной части. Даже в скв. 53Р, находящейся на юго-востоке залежи, зафиксировано снижение пластового давления примерно на 0,98-1,47 МПа по сравнению с первоначальным. В мае 2000 г. под закачку воды (после неудачно проведенного гидроразрыва пласта) была переведена скв. 303. В дальнейшем в связи с ростом обводненности (и продолжающемся в общем снижении давления) под закачку воды были переведены скв. 318 (июнь 2001 г.), 202 (октябрь 2001 г.), 224 (февраль 2002 г.), 1001 (июнь 2002 г.), 222 (сентябрь 2002 г.) и 282 (март 2003 г.). Реакция скважин на закачку воды оказалась различной.

Анализ изменения приведенного давления (к абсолютной отметке -2210 м) по скважинам показывает, что могут быть выделены несколько групп скважин с принципиально различной динамикой пластового давления. Первая группа объединяет скважины, в которых происходит уменьшение пластового давление в течение всего периода разработки до уровня 14,70-15,68 МПа и менее. В скважинах второй группы на общем фоне снижения приведенного давления фиксируется замедление темпа падения давления, в некоторых случаях — даже небольшое увеличение давления и стабилизация давления в пределах 16,66-17,64 МПа. В скважинах третьей группы четко отмечаются два этапа: снижения давления до 16,66-17,64 МПа и значительного увеличения давления до 19,60 МПа и более (до 21,54-22,54 МПа).

Характерно, что скважины, попавшие в разные выделенные группы, располагаются в плане не хаотично, а группируются в блоки. Так, скважины третьей группы (226, 231, 307, 308, 311,318, 1002) расположены в непосредственной близости друг от друга, в то же время скв. 1Р, находящаяся в 500-600 м от скважин третьей группы (226, 231, 307), относится к первой группе.

Такая же ситуация на севере залежи — скважина первой группы 302 расположена в 700-800 м от скважин второй группы (312, 313, 1003). В 500-700 м в юго-западном направлении от скважины второй группы (1003) находятся скважины первой группы (221, 292, 301). Южнее скважин первой группы расположено несколько скважин второй группы — 291, 296, 211, 281, 282, на востоке залежи — несколько скважин второй группы - 212, 223, 293, 303, 1001.

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ПЛАСТА

ас9 западного купола восточно-перевального месторождения

1 - скважины

Гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами существенным образом отличается по площади залежи. Так, нагнетательные скв. 241, 318 хорошо взаимодействуют с добывающими скважинами западной части залежи — 311, 231, 307, 1002, 226, 308, в которых зафиксирован рост пластового давления после начала закачки воды. В скв. 311 приведенное давление увеличилось с 19,60 до 22,54 МПа, в скв. 308 - с 18,62 до 22,54 МПа, в скв. 1002 - с 17,64 до 22,05 МПа. Менее явный отклик на нагнетание воды в скв. 243 зафиксирован в скв. 312, 313. После начала закачки воды приведенное давление в скв. 312, 313 быстро (примерно за 6 мес.) увеличилось с 18,62 до 20,58 МПа, а потом медленно (почти за 3 года) снизилось с 20,58 до 18,62 МПа.

Закачка воды в нагнетательную скв. 286 в незначительной степени повлияла на изменения пластовых давлений добывающих скв. 211, 291, 1Р, 296, 281. Во всех этих скважинах через 3 мес. после начала закачки воды приведенное давление (к абсолютной отметке -2210 м) изменялось в пределах 15,68-18,62 МПа в течение почти 4,5 года.

Скважины 221, 292, 301, пробуренные в центральной части залежи, характеризуются самыми низкими приведенными давлениями и самой слабой гидродинамической связью с нагнетательными скважинами. Так, несмотря на начало закачки воды, во всех этих скважинах приведенное давление изменялось в пределах 14,70-15,19 МПа. Похожая ситуация и со скв. 1Р, 45Р. В скв. 1Р приведенное давление уменьшилось до 14,70 МПа, в скв. 45Р — почти до 15,68 МПа.

Нагнетание воды в скв. 202 пока не привело к повышению пластового давления в скважинах восточной части залежи. Так, в скв. 212, 1001 приведенное давление остается меньше 17,64 МПа.

Особняком стоит скв. 303, которая после ввода в эксплуатацию почти 1 год работала с дебитом 8-12 м3/сут при обводненности 2-3 %. После проведенного в ней гидроразрыва пласта в скв. 303 дебит повысился до 40-60 м3/сут при обводненности 100 %. Предполагалось, что трещина гидроразрыва связала скв. 303 с выше- или нижележащим водоносным пластом. Однако результаты промыслово-гео-физических трассерных исследований убедительно свидетельствуют о притоке воды именно из эксплуатируемого пласта АС9. По мнению автора настоящей статьи, трещина гидроразрыва соединила скв. 303 с развитой системой высокопроницаемых зон (возможно, трещин), по которым происходит фильтрация воды как из нагнетательных скважин, так и из водоносной области пласта*. Гидродинамическая связь скв. 303 с водоносной областью пласта, где пластовое давление выше, чем в пределах залежи (в результате ее разработки), также подтверждается следующим обстоятельством. Пластовое давление в скв. 303 после гидроразрыва пласта, но еще до начала закачки в нее воды было значительно выше (2,45-3,43 МПа), чем в соседних скважинах, а после начала нагнетания воды отклик в соседних скважинах не зафиксирован. Так, в скв. 223, 293 приведенное давление было меньше 17,64 МПа, а в то же время (июль 1999 г. — июль 2001 г.) в скв. 303 приведенное давление составляло примерно 18,62 МПа в

течение 2 лет. К тому же результаты проведенного после гидроразрыва пласта гидродинамического прослушивания между скв. 303 и соседними добывающими скв. 222, 232, 223, 293, 1004 показывают отсутствие гидродинамической связи между скв. 303 и окружающими ее скважинами.

Таким образом, можно предположить, что залежь разбита на относительно изолированные гидродинамические блоки, характеризующиеся определенными различиями изменения в них пластового давления.

В период разработки месторождения по всем скважинам зафиксировано изменение минерализации добываемой воды, которая в среднем меняется в пределах 2 г/л, в ряде случаев — до 3 г/л и более. Однако выявить какие-то общие закономерности изменения минерализации довольно затруднительно. Во-первых, из-за закачки в эксплуатируемый пласт воды с хоть и близкой минерализацией (18-19 г/л), но все-таки отличной от пластовой. Во-вторых, из-за изначальной неоднородности остаточной воды нефтяной залежи по ее площади. Несмотря на эти трудности, можно выделить три группы скважин со сходной динамикой минерализации, упорядоченно расположенных в западной, северной и южной частях залежи.

Так, на западе в скв. 311, 318 зафиксирован рост минерализации добываемой воды с 18,8-19,2 до 19,5-20,5 г/л, а потом ее снижение до 16,5-17,5 г/л. На севере в скв. 232, 312, 313 минерализация добываемой воды изменялась в пределах 17,0-19,5 г/л (см. рис. 3). На юге в скв. 211, 282, 296 минерализация добываемой воды уменьшилась примерно до 17,5 г/л,

* Более подробно результаты трассерных исследований, оценка гидродинамических параметров этих высокопроницаемых зон и другие вопросы гидрогеологического строения месторождения рассмотрены в работе автора (2003).

потом в течение 1 года изменялась в пределах 17,0-18,0 г/л, далее произошло ее увеличение более чем до 18,5 г/л.

Более четко проявляются различия в изменении обводненности продукции добывающих скважин. Принципиальным образом отличаются диапазоны и скорости изменения обводненности конкретных скважин. К началу июня 1998 г. (до начала закачки воды в пласт) скв. 311, 318 работали с обводненностью более 50 %, т.е. более половины добываемой ими жидкости составляла вода. Резко стала обводняться скв. 281: с 1,2 % за 2 мес. до 18 % и далее до 28 %. По всей видимости, это связано с близостью скважин к начальному положению ВНК.

После организации системы поддержания пластового давления на месторождении динамика обводненности стала сильно различаться по различным скважинам. Скважины, пробуренные в западной части залежи (226, 231, 307, 308, 311, 318, 1002), характеризуются быстрым обводнением продукции до 80-90 % и более. Так, скв. 308, 311, 318, 1002 быстро (в течение 3-6 мес. после начала закачки воды в нагнетательную скв. 241) обводнились более чем на 80 %. По всей видимости, это связано с хорошей гидродинамической связью с нагнетательной скв. 241. Можно предполагать, что закачиваемая вода поступает в добывающие скважины не через по-ровую матрицу пласта, а по высокопроницаемым зонам с проницаемостью на 2-3 порядка выше, чем у по-ровой матрицы. В пользу этого предположения свидетельствуют результаты индикаторных исследований, проведенных на месторож-

дении весной 2000 г. В ходе промыслового эксперимента в 3 нагнетательные скважины (241, 243, 286) была закачана меченая жидкость. В качестве индикатора (меченого элемента) использовался флюоресце-ин, концентрацию которого затем измеряли в воде, добываемой 13 добывающими скважинами, расположенными ближе всех остальных к нагнетательным скв. 211, 226, 231, 281, 282, 296, 303, 308, 311, 312, 313, 318, 1002.

Анализ результатов промыслового эксперимента, т.е. анализ динамики изменения концентрации индикатора в воде, добываемой эксплуатационными скважинами, позволил установить следующее.

Все подконтрольные эксплуатационные скважины имеют гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами. Этот факт не укладывается в рамки модели дизъюнктивно-блокового строения, предложенной В.С.Славкиным, так как несколько скважин, в которых зафиксировано наличие индикатора, находятся в тектонических блоках без нагнетательных скважин.

Средние значения действительной скорости фильтрации меченого раствора в условиях опыта изменяются от 100 до 2500 м/сут. Быстрое появление значительных концентраций индикатора в ряде добывающих скважин свидетельствует о наличии в пласте высокопроницаемых зон, которые, по всей видимости, представлены трещинами, длина которых достигает нескольких километров. Это подтверждается, в частности, резким и неоднократным возрастанием и соответственно убыванием концентраций индикатора во многих добывающих скважинах. В естественных условиях выявленные протяженные трещины или трещи-

новатые зоны могут выступать в роли гидродинамических границ определенного типа*.

Также сильно и резко обводнялись скважины, пробуренные в южной части залежи (211, 296, 281, 282, 202). Так, обводненность продукции добывающих скв. 211, 281, 282, 296 в течение 3-6 мес. после начала закачки воды в нагнетательную скв. 286 увеличилась с 20-30 до 70-80 %, а впоследствии до 90-95 %. Можно предполагать, что прорыв закачиваемой воды произошел по высокопроницаемым зонам. Это также подтверждается тем, что пластовое давление в этих скважинах не увеличилось после начала нагнетания воды в скв. 286, т.е. вода, двигаясь не по поровой матрице пласта, а по высокопроницаемым зонам, не оказывала поршневого вытесняющего воздействия на флюиды поровой матрицы. Поэтому не повышалось пластовое давление в соседних добывающих скважинах и нефть не вытеснялась к забоям добывающих скважин. Подобные процессы, по всей видимости, происходят и в добывающих скв. 312, 313, где через 3 мес. после начала закачки воды в нагнетательную скв. 243 отмечалось увеличение обводненности продукции с 20-30 до 60-70 %.

Фильтрация закачиваемой воды преимущественно по высокопроницаемым зонам, а не по поро-вой нефтенасыщенной матрице пласта привела к существенному снижению коэффициента охвата залежи заводнением, который равен всего 0,28, и как следствие — к снижению коэффициента извлечения нефти. В остальных скважинах обводненность не превышает 60 % и изменяется плавно. Так, обводненность продукции скв. 213, 221,

* Более подробно условия проведения и результаты данного промыслового эксперимента рассмотрены в работе автора (2003).

гидрогеологические исследования

223, 284, 291, 292, 301, 302, 304, 1004 меньше 25 %. Высокая обводненность скв. 202, 224, 282, 318 (больше 95 %) объясняется их близостью к водонефтяному контакту, а высокая обводненность скв. 222, 1001 (больше 95 %) (до их перевода под закачку воды в пласт АСд) и скв. 293 (больше 60 %) выглядит "незакономерной".

Анализ изменения обводненности по скважинам показывает, что можно выделить несколько групп скважин с принципиально различной динамикой обводненности. Характерно, что скважины, попавшие в разные группы, располагаются в плане не хаотично, а, как и в случае с пластовыми давлениями, группируются в блоки. Скважины, пробуренные в восточной (223, 294, 304, 213, 284, 285, 295) и центральной (221, 292, 301) частях залежи, характеризуются принципиально

меньшими значениями обводненности (меньше 10 %) по сравнению со скважинами, пробуренными в западной (более 90 %), северной (более 85 %) и южной (более 90 %) частях залежи (рис. 4).

Анализ динамики обводненности продукции добывающих скважин позволяет сделать предположение, что залежь разбита на относительно изолированные гидродинамические блоки, характеризующиеся определенными различиями изменения в них обводненности.

Таким образом, можно предположить, что Восточно-Перевальное месторождение имеет пласто-во-блоковое строение. Изучение динамики пластового давления, минерализации добываемой воды, обводненности продукции по конкретным скважинам в период разработки пласта АС9 Западного купола (в нарушенных условиях) позволяет

четко выделить относительно изолированные гидродинамические блоки (рис. 5). Некоторые из этих блоков намечались при изучении распределения пластовых давлений и минерализации подземных вод в плане до начала разработки месторождения (в естественных условиях) (см. рис. 2, 3).

Гидродинамические границы между относительно изолированными гидродинамическими блоками, по всей видимости, могут быть представлены разрывными нарушениями с заполнителем (залеченные процессами минералообразования) и без заполнителя (высокопроницаемые зоны, выявленные в результате трассерных исследований). Выяснение генезиса, морфологии и свойств гидродинамических границ между блоками представляет собой отдельную важную задачу. Так, характер заполнения некоторых межблоковых границ пласта АС9 Западного купола Восточно-Перевального месторождения представляется неясным (см. рис. 5).

Изучение структурного плана пласта АС9 не позволяет явно выделить какие-либо структуры, с которыми могут быть связаны упоминавшиеся гидродинамические границы. Вероятно, в их роли выступают тектонические нарушения, выявленные В.С.Славкиным по геолого-геофизическим данным и установленные автором данной работы по гидрогеологическим данным (см. рис. 5).

Изучение изменения гидрогеологических условий Восточно-Перевального месторождения в период его разработки показало следующее:

1. В изменениях пластовых давлений, минерализации добываемой воды, обводненности продукции различных добывающих скважин наблюдаются принципиальные различия, на основе которых могут быть выделены группы скважин, характеризующихся сходством этих изменений и располагающихся в

Рис. 4. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ЗАПАДНОГО КУПОЛА ПЛАСТА АС9 ВОСТОЧНО-ПЕРЕВАЛЬНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - скважины

Рис. 5. СХЕМА ПЛАСТОВО-БЛОКОВОГО СТРОЕНИЯ ЗАПАДНОГО КУПОЛА ПЛАСТА АС9 ВОСТОЧНО-ПЕРЕВАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - скважины (вверху - номер, внизу - абсолютная отметка кровли пласта, м): а -добывающие, б - нагнетательные, в - ликвидированные, пьезометрические; 2 -предполагаемые границы гидродинамических блоков (цифры - номера блоков): а -относительно слабопроницаемые, б - относительно высокопроницаемые, в -неустановленного типа, г - внутриблоковые зоны относительно повышенной проницаемости

плане не хаотично, а упорядоченно группирующихся в блоки.

2. Восточно-Перевальное месторождение имеет пластово-блоко-вое строение, так как с классических позиций пластового строения нельзя объяснить многочисленные данные разносторонних исследований, проведенных на месторождении в нарушенных условиях (при разработке месторождения) — быстрое "незакономерное" обводнение продукции добывающих скважин; "незакономерное" изменение пластового давления и минерализации добываемой воды по скважинам; отсутствие гидродинамической связи между соседними нагнетательными и добывающими скважинами; наличие обособленных групп скважин с общими закономерностями изменения пластового давления, обводненности добываемой продукции и минерализации добываемой воды; отрицательные эффекты, вызванные геолого-техническими мероприятиями (гидроразрыв пласта).

Изучение гидрогеологических условий Восточно-Перевального месторождения в естественных условиях и при их изменении в процессе разработки позволяет сделать следующие выводы:

1. Восточно-Перевальное месторождение характеризуется плас-тово-блоковым строением.

2. Проявление пластово-блоко-вого строения Восточно-Перевального месторождения в определенной мере фиксируется и в естественных условиях (при разведке месторождения), с чем связано "неупорядоченное", мозаичное распределение в плане пластовых давлений и минерализации подземных вод ввиду существования гидродинамических границ, разделяющих пласт АС9 на относительно изолированные гидродинамические блоки. В нарушенных условиях (при разработке месторождения), когда резко увеличиваются градиенты

давления и скорости фильтрации, выделение относительно изолированных гидродинамических блоков производится более четко.

3. Учет предложенной модели пластово-блокового строения пласта АС9 Западного купола Восточно-Перевального месторождения (см. рис. 5) позволит: повысить эффективность его разработки, в частности избежать отрицательных эффектов от геолого-технических мероприятий (гидроразрыв пласта); повысить коэффициент охвата залежи заводнением и как следствие коэффициент извлечения нефти, правильно скорректировав размещение нагнетательных скважин.

С гидрогеологических позиций учет пластово-блокового строения нефтяных месторождений необходимо осуществлять как минимум по

двум направлениям. Во-первых, это первоочередная организация системы поддержания пластового давления в блоках с относительно пониженным пластовым давлением. Во-вторых, необходимо учитывать межблоковые различия минерализации и химического состава подземных вод. Так, закачка смеси подтоварной и сеноманской воды в блоках с относительно пониженной минерализацией подземных вод может привести к нарушению физико-химического равновесия в системе вода—порода—ОВ, выпадению в осадок ряда химических соединений и как следствие — к снижению пористости и проницаемости продуктивных отложений. Однако это может вызвать и положительные последствия — кольматацию высокопроницаемых пропластков (кана-

лов низкого фильтрационного сопротивления). Нагнетание воды в блоки с относительно повышенной минерализацией подземных вод в свою очередь может приводить к растворению части минерального скелета и как следствие повышению пористости и проницаемости продуктивных отложений, что может обусловить и отрицательные последствия - формирование высокопроницаемых пропластков (каналов низкого фильтрационного сопротивления).

4. Пространственное положение гидродинамических границ, разобщающих единую флюидодина-мическую систему нефтяная за-

лежь-подземные воды на относительно изолированные гидродинамические блоки, может быть установлено в результате гидрогеологических исследований при разведке и в большей степени при разработке нефтяных месторождений.

Литература

1. Всеволожский В.А. Анализ закономерностей гидродинамики глубоких пластовых систем / В.А.Всеволожский, В.И.Дюнин // Вестник МГУ. Сер. Геология. - 1996. - № 3. - С. 61-72.

2. Гогоненков Г.Н. Зарождающиеся горизонтальные сдвиги в тектонике северной части Западной Сибири / Г.Н.Гогоненков, А.С.Лаврик, С.С.Эль-

манович // Геофизика, "Технологии сейсморазведки-1". — 2002. — С. 54-62.

3. Гутман И.С. Корреляция геолого-геофизических разрезов скважин с помощью программы "Геокор-2" / И.С.Гутман, В.Е.Копылов, Ф.С.Котов, Е.И.Бронскова // Геология нефти и газа. - 2002. - № 1. - С. 42-52.

4. Славкин В.С. О роли малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций в формировании скоплений углеводородов в природных резервуарах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / В.С.Славкин, Н.С.Шик, М.В.Дахнова, Е.С.Назарова // Геология нефти и газа. — 2002. — № 1. — С. 37-41.

© Р.М.Судо, 2004

Detailed analysis of geologic-hydrogeological conditions of East-Pereval oil field is given. All information available about natural hydrogeological regime as well as dynamics of its change in process of development was obtained and summarized. Sufficiently complete hydrogeological model of the field was constructed.

МОСКОВСКИЙ МЕЖДУНАРОДНЫЙ ФОРУМ НЕФТИ И ГАЗА / MOSCOW OIL&GAS INTERNATIONAL FORUM

*

IVIOCIF 9 "12 ФевРаля 2005 г-' Москва, Крокус Экспо"

Отечественная нефтегазовая отрасль - один из ключевых секторов российской промышленности. Его успешная работа во многом определяет развитие всей отечественной экономики, а также является значимым фактором глобальной топливно-энергетической стабильности.

Российское правительство и бизнес-сообщество прилагают значительные совместные усилия, чтобы сделать топливно-энергетическую отрасль конкурентоспособной и инвестиционно привлекательной, поэтому естественно стремление всех, кто причастен к нефтегазовой сфере, к консолидации и выра-ботке согласованных направлений деятельности.

В связи с этим компания М-ЭКСПО и ОАО «Газпром» выступили соорганизаторами Первого международного форума нефти и газа М0ЭР2005, проводимого с 9 по 12 февраля 2005 г. в Международном выставочном центре «Крокус Экспо».

В программу Форума включены выставки, затрагивающие узловые темы добычи, транспортировки, переработки и хранения нефти и газа: НЕФТЕГАЗГЕО, НЕФТЕГАЗСТРОЙ, НЕФТЕГАЗМАШ, НЕФТЕГАЗШЕЁЬФ, НЕФТЕГАЗТРАНС, НЕФТЕГАЗЭНЕРГО, НЕФТЕГАЗМЕТ, НЕФТЕГАЗАВТО, НЕФТЕГАЗКОНТРОЁЬ, НЕФТЕГАЗИНЖИНИРИНГ, НЕФТЕГАЗХИМ.

Объединенные общей глобальной темой - нефть и газ, эти самостоятельные выставки, каждая в рамках своей тематики, раскрывают перспективные возможности крупнейших российских и зарубежных участников нефтегазового рынка в

области строительства объектов нефтегазовой промышленности; оборудования и технологий для добычи нефти и газа (в том числе шельфовой); добычи, производства и использования сжиженного природного газа и синтетического жидкого топлива; транспортировки, переработки и хранения газа, нефти и нефтепродуктов; автоматизации процессов в нефтегазовой отрасли; создания инновационных технологий разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и газа.

Важнейшей частью программы Форума являются научно-практические конференции, семинары, «круглые столы» с участием ВНИИгаза, ВНИПИнефти, ВНИИнефти, ВНИИОЭНГа и других ведущих отраслевых научно-исследовательских институтов.

Предоставляя возможность деловым кругам и специалистам для интенсивного обмена мнениями, демонстрации новейших российских и зарубежных достижений в области научных разработок и внедрения передовых технологий, форум МОЭР2005 вместе с тем является уникальным мероприятием, создающим возможность четко определить стратегические ориентиры, обоснованно спрогнозировать события на мировых рынках, выработать предложения по реформированию и развитию отрасли, содействовать реализации плана действий по созданию Единого экономического пространства России, Белоруссии, Украины и Казахстана и успешной интеграции России в мировое энергетическое сообщество.

Http:// www.mogif.ru

Тел/факс: (095) 956-48-22 E-mail: mogif@ton.ru