Принципиальные решения по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов

Основными нефтесодержащими по запасам пласта на территории Западной Сибири относятся, прежде всего, отложения тюменской свиты и ачимовской толщи.

Особенностями продуктивного разреза тюменской свитыявляются сильная фациальная изменчивость отложений, предопределяющая замещение песчаных пластов или их линзовидное залегание, и значительные изменения общей толщины свиты по площади месторождений. Резко меняется количество песчаных прослоев и их толщина, в строении свиты установлена фациальная цикличность, выражающаяся в закономерном чередовании в разрезе сравнительно небольшого набора генетических типов пород сходного облика. Как правило, циклы идентифицируются с продуктивными пластами.

Пористость, нефтенасыщенность и проницаемость коллекторов продуктивных отложений тюменской свиты изменяются в широких пределах (Кп=11-20%, Кн=35-81%, Кпр=0.001-1*10-³ мкм²), что обусловлено особенностями пространственного расположения глинистой компоненты, карбонатностью пород и интенсивностью эпигенетических процессов. Преобладают коллекторы IV-V классов по А.А. Ханину со средними значениями пористости 15% и нефтенасыщенности 55%.

Толщина отдельных проницаемых прослоев невелика и составляет, в основном, 0.6-

2.0 м. Песчанистость разреза тюменской свиты увеличивается вниз по разрезу, где, как правило, мощные песчаные тела оказываются водонасыщенными. Среднее значение суммарной эффективной нефтенасыщенной толщины залежей в скважинах изменяется в диапазоне 0.1-16.0 м и составляет, в среднем, около 4 м.

Залежи ачимовской толщиприурочены к отложениям нижней части осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Толща имеет «скользящий» возраст от берриаса до валанжина как кровли, так и подошвы (более древний на востоке, более молодой — на западе), прослеживается в зоне подножия и склона каждого клиноформного циклита (резервуара), рассматривается как продолжение проницаемых пластов неокома, имеющих покровное залегание.

В соответствии с моделью бокового заполнения бассейна ачимовские продуктивные пласты представляют собой группу конусов выноса к основанию склона песчано-глинистых осадков шельфовых пластов, в дистальной части клиноциклитов песчаные слои постепенно выклиниваются и одновременно замещаются глинистыми отложениями.

Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи, осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень неоднородности как по латерали, так и по разрезу, а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют коллекторы IV-V класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости 17% и нефтенасыщенности 51%. Среди коллекторов преобладают алевролиты, реже аркозовые песчаники средней сортировки с многочисленными включениями сидерита.

Основной проблемой при разработке залежей нефти, приуроченных к

низкопроницаемым коллекторам, является низкая продуктивность добывающих скважин по жидкости. В отсутствие интенсификации дебиты скважин на низкопроницаемых коллекторах оцениваются на уровне 1-5 т/сут. Кроме того, именно на низкопроницаемых коллекторах, где технологическими решениями предусматривается проведение ГРП и высокое давление нагнетания воды в пласт, в наибольшей степени проявляется влияние напряженно-деформационного состояния горной породы.

В первую очередь это касается выбора системы воздействия. В рядных блочно-замкнутых системах, а также площадных возможно расположение добывающих и соседних нагнетательных скважинах на линиях деструкции. Увеличение пластового давления в зоне нагнетания и его снижение в зоне отбора приведет к раскрытию трещин в первую очередь на этих линиях, что превратит их в каналы бесполезной циркуляции воды. Отрицательный эффект в таких системах усиливается большим количеством добывающих скважин на 1 нагнетательную, вследствие чего возникает необходимость увеличения давлений нагнетания для обеспечения компенсации отборов жидкости.

Ориентация рядных систем вдоль линий напряженного состояния пласта позволяет не только снизить отрицательное влияние трещинообразования на выработку запасов нефти, но и повысить эффективность процесса путем повышения связанности межскважинного пространства в рядах добывающих или нагнетательных скважин, что уподобит их галереям, между которыми возможно фронтальное вытеснение.

Обоснование вероятностного направления деструкции рекомендуется проводить, используя следующие материалы:

1. Направление разломов на структурных региональных картах;

2. Гравитационные аномалии;

3. ГИС;

4. Анализа кернового материала.

Альтернативой нагнетанию воды (со всеми эффектами, сопутствующими ему в условиях низкой проницаемости и трещиноватости коллектора) может послужить использование в качестве вытесняющего агента углекислого газа. Углекислый газ, нагнетаемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО₂, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО₂ с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.

Способом повышения продуктивности добывающих скважин на низкопроницаемых объектах ряда месторождений (Тайлаковском, Омбинском, Малобалыкском) служит бурение горизонтальных скважин, дебиты входные которых примерно в 2 раза выше, чем у наклонно-направленных (40-45 т/сут против 15-25 т/сут).

Также продуктивность скважин может быть повышена за счет разуплотнения пород коллекторов и взаимного разворота зерен, что способствует увеличению ее проницаемости. Разуплотнение горной породы осуществляется энергией взрыва жидких или газообразных горюче-окислительных составов (ГОС).