Геологическое обоснование повышения эффективности разработки верхнедевонских рифов (на примере нефтяных месторождений Оренбургской области)

Во введении раскрыта актуальность выбранной темы, определены цель, основные зада-
чи и защищаемые положения диссертационного исследования, сформулирована научная новиз- на и приведена практическая значимость полученных результатов.
В первой главе диссертации приведен краткий обзор месторождений, контролируемых палеозойскими рифами, которые распространены в США, Канаде и других странах, аналогич- ные одиночным рифам площади исследования. Освещены геолого-геофизическая характери- стика объекта исследования, генезис, физико-химические свойства нефтей объекта, выявлены актуальные проблемы при освоении франских рифов.
Большой вклад в изучение вопросов по трудноизвлекаемым запасам нефти, особенно- стям строения рифовых коллекторов, а также, особенностей их разработки, внесли исследова- тели А.П. Вилесов, Ю.А. Никитин, О.М. Прищепа, Н.А. Скибицкая, Ю.А. Котенев и др.
Вопросы по теме представленного исследования в той или иной степени уже изучались, но для каждого объекта исследования (месторождения, пласта, залежи) необходим учет своих индивидуальных особенностей и параметров. В данной работе комплексный анализ франских рифовых месторождений на Волостновской площади проводится впервые. Для оптимального извлечения запасов Волостновских сложных объектов разработки необходимо геологическое обоснование для повышения эффективности их разработки.
В Оренбургской области во франское время происходило образование одиночных рифов – внутрибассейновых небольших по площади, но значительных по мощности кораллово- строматопоровых тел. В тектоническом отношении данные рифы расположены на восточной окраине Восточно-Европейской докембрийской платформы. По отложениям осадочного чехла – в южном погружении Бузулукской впадины восточной части Рубежинского прогиба.
По результатам сейсмических работ на исследуемом участке оконтурено 20 одиночных рифов (Рисунок 1).
Рисунок 1 – Структурная карта района работ по условно отражающему горизонту Dvr (кровля воронежского горизонта)
Верхнефранские рифы Рубежинского прогиба при значительной высоте 150-200 м ха- рактеризуются небольшой площадью – 0,7-2,0 км2. Они являются аналогами среднедевонских и силурийских рифовых пиннаклов бассейна Рейнбоу-Зама и Мичиганской впадины. Рифы этого типа обычно существуют большими группами и совместно образуют месторождения с крупны- ми запасами нефти и газа. Это подтвердилось результатами ГРР на исследуемой площади Ру- бежинского прогиба, где обнаружена большая группа рифовых пиннаклов с суммарными из- влекаемыми ресурсами нефти около 30 млн. т.
Объектом диссертационного исследования является пласт Дфр2 франского яруса.
В заключительном разделе первой главы в результате обобщения существующей ин- формации по теме исследования обозначены основные проблемы исследования объекта, такие как латеральная и вертикальная неоднородность рифовых коллекторов, изменчивость ФЕС, ко- торые обусловлены особенностями осадконакопления, в том числе, влиянием вторичных про- цессов доломитизации.
Во второй главе рассмотрены особенности геологического строения рифовых нефтяных месторождений, проведен анализ текущего состояния их разработки, энергетического состоя- ния пласта. Автором построены карты изобар, проведен обзор особенностей фильтрационно- емкостных свойств карбонатных коллекторов.
По результатам седиментологических исследований керна ООО «Тюменский нефтяной научный центр» в рифах наблюдается фациальная неоднородность, обусловленная условиями их происхождения. В связи с этим, строго определенного подхода к разработке таких залежей
нет. Без дополнительных исследований существует большая вероятность роста доли остаточ- ных запасов данных месторождений, в том числе, трудноизвлекаемых.
Породы пласта представлены переслаиванием известняков и доломитов, и их литологиче- ских разностей. В минералогическом плане пласт Дфр2 сложен преимущественно чистыми карбонатными породами. Первично – это известняки с преобладанием в минеральном составе кальцита. Вторичные изменения проявились, прежде всего, в замещении кальцита доломитом.
Вопросами влияния порового пространства карбонатных коллекторов на фильтрацию пластовых флюидов занимались такие специалисты и ученые, как А.П. Вилесов, Ю.И. Никитин, В.А. Шакиров и другие. Авторами выявлено, что технологические показатели разработки неф- тяных залежей, приуроченных, в частности, к рифовым коллекторам, в значительной степени зависят от строения их порового пространства. При решении задач по оптимизации разработки данных залежей необходимо пользоваться комплексным подходом, учитывающим внутреннее строение карбонатных коллекторов.
Керн был отобран и исследован в продуктивном интервале по всем 20 поисково- разведочным скважинам, пробуренным на рифы. Более детальные исследования проводились на Волостновском, Новожоховском месторождениях различными учеными. В совместной рабо- те автора диссертации и эксперта по литологии и седиментологии А.П. Вилесова проведено комплексное исследование Киндельского рифа.
По многим рифовым месторождениям, в том числе и по Киндельскому рифу, проведен анализ всех имеющихся материалов – данных ГИС, керна, сейсморазведки 3D, который позво- лил классифицировать по фациальным зонам и комплексам разрезы скважин (Рисунки 2а, 2б). Например, скв. 4 и 2 вскрыли фронтальную часть рифового ядра, скв. 10 – рифовое ядро в цен- тральной части постройки, скв. 1, 3 и 5 вскрыли верхнюю часть рифового склона (причем скв. 1 и 3 – тыловую часть склона).
а) б)
Рисунок 2 – Фациальная схема пласта Дфр2 Киндельского месторождения (а) и фациальное
строение пласта Дфр2 Киндельского рифа (б)

На рисунке 3а представлены накопленные отборы Киндельского рифа на 01.09.2021 г. Согласно карте, скважины прогнозируемой фации рифового ядра характеризуются высокими отборами нефти. На фациях рифового склона наблюдается высокая степень обводненности и низкие отборы жидкости. Карта текущего пластового давления представлена на рисунке 3б.
а) б)
Рисунок 3 – Карта накопленных отборов жидкости, обводненности Киндельского месторожде-
ния на 01.09.2021 г., пласт Дфр2 (а) и карта изобар залежи нефти Киндельского месторождения на 01.09.2021 г., пласт Дфр2 (б), (атм.)
При сопоставлении карты изобар и карты накопленных отборов видно, что скважины, работающие на пласт в центральной части участка, характеризуются высокими отборами жид- кости и, соответственно, наименьшим участком пластового давления.
Карты пористости и проницаемости Киндельского месторождения представлены на ри- сунке 4. Наглядно видно, что наибольшее значение пористости и проницаемости приходится на центральную часть рифа. И при движении от центра к периферии залежи значения параметров уменьшаются. Краевой части залежи соответствуют наименьшие их значения.
а) б)
Рисунок 4 – Карта пористости пласта Дфр2 Киндельского месторождения (а) и карта проницае-
мости пласта Дфр2 Киндельского месторождения (б)
Опережающая нефтеотдача наблюдается в центральной части рифа. Это обусловлено развитой системой высокоемких и хорошо проницаемых палеокарстовых пустот и кавернозно-
пористых пачек в центральной части рифа. Самая низкая нефтеотдача характерна для рифового склона, что обусловлено менее благоприятными для нефтеизвлечения коллекторскими свойст- вами (низкая проницаемость в нефтенасыщенных межтрещинных блоках), а также, более ред- кой сеткой бурения скважин, включая нагнетательные.
Аналогичная ситуация наблюдается и на других рифах Волостновской площади (такие, как Волостновский, Восточно-Волостновский, Новожоховский, Ржавский и т.д.).
В результате анализа энергетического состояния объекта исследования выявлено, что рифовые месторождения Рубежинского прогиба находятся на ранней стадии разработки. Мно- гие из них разрабатываются без поддержания пластового давления. Высокие дебиты определя- ются хорошими коллекторскими свойствами, невысокой вязкостью нефтей, высоким этажом нефтеносности.
В третьей главе выполнена оценка начальных и извлекаемых запасов нефти рифовых месторождений различными методами подсчета запасов. Рассмотрены преимущества и недос- татки используемых методов подсчета запасов. Предложена комплексная методика подсчета запасов нефти, основанная на учёте результатов раздельного подсчета запасов по типам коллек- торов, метода материального баланса, модификации объемного метода подсчета запасов и обоснована эффективность применения данной методики для подсчета запасов нефтяных зале- жей рифовых массивов.
Запасы рифовых месторождений Оренбургской области не следует относить к традици- онным. Залежи нефти относятся к коллекторам сложного геологического строения и смешанно- го пустотного пространства. Поэтому, помимо основного объемного метода следует пользо- ваться вспомогательными методами.
Для подсчета запасов фациальная неоднородность также играет немаловажную роль, т.к. в использовании общепринятого объемного метода не учитывается детальное геологическое строение объекта. Это ведет к недоучету начальных геологических запасов нефти. Также, ут- вержденные запасы нефти могут быть занижены в связи с неточным определением пористости по данным геофизических исследований скважин (ГИС).
О недоучете запасов свидетельствует также подсчет запасов нефти методом материаль- ного баланса (ММБ) на примере Волостновского рифа в 2018 г. При недоучете НГЗ нефти в ка- верновой составляющей, объем вторгшейся в пласт воды предположительно полностью промо- ет зону пласта Дфр2 в районе 1 скважины. Предположение, что вода полностью промывает зо- ну скважины 1, противоречит фактическим показателям обводненности продукции данной скважины. Безводный характер практически всех скважин и расчеты ММБ свидетельствует о заниженной величине начальных геологических запасов нефти, определенных по ГИС.
На основе исследований, проведенных Ю.А. Котенёвым в 1991 г. на рифовых массивах республики Башкортостан, допускается, что скважины при таких же условиях вырабатывают только свою условно выделенную зону дренирования запасов (УВЗД).
Для оценки коллекторских свойств по каждой УВЗД отдельных скважин необходимо ус- тановить степень влияния скважин (взаимодействия).
Для анализа взаимовлияния скважин используется коэффициенты корреляции. Наиболее распространен для решения различных задач по скважинам – ранговый коэффициент Спирмена (Рисунок 5). Он используется для выявления гидродинамической связи между скважинами.
Рисунок 5 – Построение УВЗД скважин с помощью коэффициента корреляции Спирмена
В пределах каждой УВЗД определили текущий коэффициент нефтеотдачи (ɳт), который по скважинам колеблется от 0,281 до 1,461. В скважине No 1, расположенной в центре рифа, са- мый высокий коэффициент нефтеотдачи, что свидетельствует о лучших коллекторских свойст- вах центральной зоны, более длительной ее разработкой и опережающей выработкой запасов.
Автором представленной работы был выполнен анализ эффективности раздельного под- счета запасов нефти по типам коллекторов франских одиночных рифов – кавернозно-поровому и трещинно-каверновому. В подсчете запасов принимали участие одиночные рифы (Западно- Кулагинский, Южно-Кулагинский, Киндельский, Новожоховский рифы).
Так, например, по результатам интерпретации новых скважин Киндельского месторож- дения в 2019 году для подсчета запасов были учтены интервалы трещинно-каверновой части коллекторов. В скважине No 2, которая вскрыла фронтальную часть рифа, по результатам опро- бования пласта Дфр2 в интервале пород, которые по данным ГИС относятся к неколлектору, был получен приток нефти дебитом 113,6 т/сут с незначительным количеством воды. Получе- ние притока из неколлектора дает основание полагать, что трещинно-кавернозная часть содер- жит значительное количество запасов нефти.

С помощью данного подхода на всех франских одиночных рифах произошло увеличение запасов от 5% до 128% от запасов, подсчитанных ранее без применения такого подхода. Боль- шую роль сыграло увеличение средних нефтенасыщенных толщин с учетом кавернозно- трещинной составляющей от 1,05 раз (Южно-Кулагинский риф) до 2,28 раз (Западно- Кулагинский риф).
Таким образом, можно сделать вывод о том, что учет кавернозно-трещинного типа кол- лектора приводит к увеличению начальных геологических запасов, что снижает долю остаточ- ных запасов. Данный метод необходимо применять при проектировании разработки аналогич- ных рифов с целью уменьшения роста трудноизвлекаемых запасов нефти франских одиночных рифов.
Четвертая глава диссертации включает в себя комплексный анализ литолого- фациальных зон рифовых месторождений, анализ их коллекторских свойств и построение уточненной литолого-фациальной схемы рифовых месторождений на основе комплексного анализа керна. Выявлены зависимости режима работы скважин от их расположения в фаци- альных зонах.
Проницаемость пласта Дфр2 по скважинам изменяется в пределах от 0,5 мкм2*10-3 до 135 мкм2*10-3. Полученная автором гистограмма проницаемости имеет логнормальное распре- деление. Данный анализ позволяет сделать вывод о том, что распределение проницаемости по пласту Дфр2 обладает средней неоднородностью. Среднее статистическое значение по массиву данных проницаемости составило 72,57 мкм2*10-3.
В целом по месторождениям пористость распределена нормально, распределение обла- дает значительной неоднородностью, если учитывать ряд распределения трещинно- кавернозного типа коллектора.
Коэффициент пористости пласта Дфр2 по Волостновской площади варьирует в преде- лах от 0,02 (трещинно-кавернозный тип коллектора) до 0,13 д.ед. (каверново-поровый тип кол- лектора). Среднее статистическое значение по массиву данных пористости составило 0,07 д.ед.
Классифицируя рифы Волостновской площади по величине эффективной пористости, ав- тором были замечены следующие общие признаки рифовых массивов. Рифы, обладающие большей пористостью, также имеют высокую нефтенасыщенность, проницаемость и наиболь- шую площадь (Рисунки 6, 7).
Рисунок 6 – Распределение значений пористости по рифам Волостновского и Рыбкинского ЛУ
Рисунок 7 – Распределение значений проницаемости по рифам Волостновского и Рыбкинского ЛУ
По величине средней пористости и проницаемости рифы были отнесены к классам неод- нородности (Рисунок 8).

Рисунок 8 – Распределение классов оценочной классификации по рифам Волостновского и Рыбкинского ЛУ
Первому классу соответствуют «крупные» рифы, такие как Восточно-Волостновское, Южно-Волостновское, Западно-Жоховское, Новожоховское. Они имеют максимально большую по площади эффективную и эффективную нефтенасыщенную толщину. Также, к первому клас- су относятся «средние» по площади рифы (Волостновское) с мощными нефтенасыщенными пропластками.
Второму классу (величине малой пористости и проницаемости) соответствуют мелкие и средние рифы, эффективная мощность уменьшается на 23% относительно первого класса. Сни- жаются, также, интервалы коэффициента нефтенасыщенности и проницаемости.
Третьему классу соответствуют минимальные интервалы коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости. Рифы имеют меньшую площадь, эффективные и эффек- тивные нефтенасыщенные толщины.
Для анализа поведения добывающих скважин рифовых месторождений использовались показатели разработки по скважинам.
Ярким примером комплексного анализа геолого-промысловых данных, как уже отмеча- лось выше, является Киндельский риф. Отмечаются высокие начальные дебиты в центральной части рифа и в скв. 1 рифового склона с порово-трещинными и трещинно-каверновыми коллек- торами. При этом большая часть отборов по нефти (Рисунок 9) приходится на долю централь- ной части рифа. Добыча жидкости идет более равномерно в фациях рифового склона и фрон- тальной части рифа, причем в последней наблюдается минимальный отбор по нефти и макси- мальный по жидкости.

а)
б)
Рисунок 9 – Характеристика отборов по скважинам, расположенных в различных фациальных зонах Киндельского рифа, по нефти (а) и по жидкости (б), %
1 – центральная часть рифа; 2 – фронтальная часть рифа; 3 – рифовый склон.
На рисунке 10 во фронтальной части рифа (скв. 4) наблюдается самый резкий скачок об- водненности, который обусловлен преобладанием трещинного типа коллектора с характерной для фронта и склона рифа субвертикальной системой протяженных трещин.
Рисунок 10 – Динамика обводнённости продукции по скважинам разных фациальных зон Кин- дельского рифа, % (по состоянию на 01.01.2021 г.).
Скв. No10 – фация рифового ядра, скв. No 3 – фация тылового склона, скв. No 4 – фрон- тальная часть рифа
Из графика динамики обводнённости видно, что при вводе в эксплуатацию скважины NoNo 3 и 4, которые находятся в фациях рифового склона и фронтальной части рифа соответственно, начальная обводнённость составила порядка 40 и 70%, в то время, как скв.10, вскрывающая ри- фовое ядро, была обводнена лишь на 4%.

На 01.01.2021 г. средняя обводненность по фациальным зонам составила около 90% и бо- лее. Это говорит о значительной доле трещинно-кавернового типа коллектора (около 35%) в рифовом резервуаре, в результате чего идет опережающее подтягивание воды из водонасыщен- ной части рифа по системам высокопроницаемых трещин и кавернозных зон.
В пределах каждой фациальной зоны рифа, представленных на схеме, на основании на- чальных запасов нефти по каждой зоне и накопленной добычи нефти по каждой скважине была определена выработка запасов нефти по фациальным зонам (Рисунок 11).
0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0
Выработка по фациальным зонам, д. ед.
фронтальная часть рифа
центральная часть рифа
рифовый склон
Рисунок 11 – Выработка запасов по фациальным зонам Киндельского рифа, д.ед.
Таким образом, сложное строение пустотного пространства в различных фациальных зо- нах Киндельского рифа влияет на показатели разработки залежи и выработку запасов нефти.
Перспективной фациальной зоной для нефтедобычи остается рифовое ядро и связанные с ним фации. Рифовый склон с его особенностями и трещиноватостью рекомендуется рассмат- ривать с точки зрения литолого-фациального строения как отдельный объект разработки, т.к. появляются сложности с учетом геологических запасов рифов. Для подсчета запасов коэффи- циент пористости для всей залежи рифа выбирается средневзвешенный (сред. 9%). Плотные интервалы, отнесенные к неколлекторам, имеют микротрещины, которые могут содержать зна- чительное количество запасов нефти.
На графиках, представленных на рисунке 12, выявлена прямая зависимость коллектор- ских свойств и нефтеотдачи по различным фациальным зонам рифа Волостновского и для срав- нения Восточно-Волостновского месторождения.
а) б)
Рисунок 12 – Зависимость Кп и выработки запасов на рифовых месторождениях по фациям ри-
фа (а) и зависимость Нэ и выработки запасов на рифовых месторождениях по фациям (б)
Анализируя данные зависимости, можно сделать вывод о том, что коллекторские свой- ства напрямую зависят от приуроченности к фациальной зоне рифа и чем ближе к центральной части рифового ядра, тем выше коллекторские свойства и эффективная мощность. Также, вы- работка на окраинах рифа меньше, чем в центре, что объясняется меньшими эффективными мощностями и меньшей разбуренностью данных фациальных зон. Это следует учесть при про- ектировании разработки для увеличения выработки запасов со всей площади залежи, а не толь- ко центральной части. В результате остаточные запасы со временем могут только увеличивать- ся, т.к. обводнение периферии по трещинам происходит быстрее и запечатанная в кавернах нефть может быть просто запечатана.
В данной работе были выявлены разные режимы работы скважин по различным фаци- альным зонам, то эти скважины можно группировать по схожим признакам и параметрам.
Автором были собраны данные по 93 скважинам Волостновской площади добывающего и нагнетательного фондов. Параметры для дифференциации скважин по различным фациаль- ным зонам были выбраны исходя из геолого-промысловых характеристик залежи и показателей разработки с целью анализа выработки запасов по площади, определения расчленённости и проницаемости пропластков.
Для типизации скважин по различным фациальным зонам были выбраны такие геолого- промысловые характеристики пласта Дфр2, как коэффициенты пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, песчанистости, расчлененность, эффективная нефтенасыщенная толщина, текущая обводненность, текущее пластовое давление, время работы в днях, отборы нефти и жидкости – текущие и накопленные, дебиты нефти и жидкости – начальные и текущие.
Установлено, что для скважин 1 группы (рифовое ядро) соответствует максимальное значение коэффициента пористости (0,13), коэффициента нефтенасыщенности (0,95), прони-
цаемости (135,40 *10-3, мкм2), расчлененности (71,00), высоких значений показателей разра- ботки (текущий дебит нефти, накопленные отборы нефти и жидкости, максимальные значения начальных дебитов нефти и жидкости). Для скважин 2 и 3 группы (фронтальная часть рифа) ха- рактерны средние значения геолого-промысловых параметров, а показатели разработки имеют минимальное значение.
Результаты проведенных исследований необходимо учитывать при проектировании раз- работки. При правильно выбранном способе разработки можно обеспечить более рациональное освоение запасов и значительно продлить сроки эффективной эксплуатации залежей.
Пятая глава диссертации посвящена обоснованию выбора технологий для борьбы с ос- ложнениями при бурении скважин на франские одиночные рифы, выборе рациональных иссле- дований для определения фильтрационно-емкостных свойств рифовых построек, а также, реко- мендации по оптимизации разработки.
В рамках комплексного исследования франских одиночных рифов Волостновской пло- щади был проведен анализ скважинных данных, в котором участвовало порядка 90 дел сква- жин. Было выявлено, что более чем в 60% Волостновских скважин встречаются поглощения в продуктивных интервалах интенсивностью от 32 м3/ч до полного. Для ликвидации данных ос- ложнений при бурении применялись различные способы, такие как закачка вязкоупругих рас- творов, установка цементных мостов, и они к положительным результатам не приводили.
В связи с бурением новых проектных скважин следует учитывать опыт неэффективной ликвидации поглощений при бурении на франские одиночные рифы исследуемой территории, т.к. в результате проводимых операций, вероятно, ухудшались фильтрационно-емкостные свой- ства (ФЕС) продуктивного пласта. Об этом свидетельствует анализ продуктивности скважин, в которых было встречено поглощение. В них наблюдалось резкое падение дебита в первые ме- сяцы работы скважин (например, Волостновское месторождение), а также рост обводненности.
Для повышения эффективности бурения скважин с целью сохранения ФЕС продуктив- ного пласта следует воспользоваться новой технологией с применением двухреагентного рас- твора, где в качестве первого реагента используется бентонитовый глинопорошок, мел техниче- ский, хлорид натрия, силикат натрия. В качестве второго реагента выступает полиоксихлорид алюминия. В реальных условиях раствор первого и второго реагентов соединяются в зоне сме- шения (открытый ствол над поглощающим пластом), где образуется высокопрочный тампон, предупреждая поглощение. После окончания работ по бурению, цементации и перфорации, данный тампон полностью оперативно устраняется при соляно-кислотной обработке.
Данный способ был апробирован на скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ООО «Газпром Добыча Оренбург»), Царичанского месторождения (ООО «Оренбургская буровая компания») и Кулешовского месторождения (ОАО «Самаранефтегаз»,
ПАО «НК «Роснефть») со 100% успешностью. Более того, были сохранены ФЕС пластов, что наиболее важно для разработки карбонатных и рифовых месторождений.
Основная цель разработки рифовых месторождений – повышение нефтеотдачи низко- проницаемых коллекторов. В сложнопостроенных коллекторах рифового типа важно сохранить ФЕС и структуру порового пространства, поэтому определение рационального способа завод- нения на начальной стадии разработки играет решающую роль при дальнейшей работе залежи.
Добывающие скважины располагают в верхней прикровельной части залежи, нагнета- тельные – в подошвенной. Осуществляется первый этап реализации системы заводнения. При этом, при закачке добывающие скважины останавливаются с целью осуществления вертикаль- ного способа вытеснения с обеспечением капиллярно-гравитационной пропитки (дренажа) – второго этапа реализации. Происходит восстановление пластового давления, гравитационные силы превышают капиллярные и нефть по открытым поровым каналам вытесняется из матрицы в трещины.
После простоя начинается третий этап – ввод добывающих скважин в работу. Данный способ поможет увеличить коэффициент нефтеотдачи обводняющихся скважин. Такая после- довательность обеспечивает вертикальное вытеснение нефти, что положительно влияет на структуру порового пространства.
Применение законтурного заводнения в карбонатных коллекторах весьма неоднозначно, т.к. карбонаты обладают высокой степенью неоднородности, чем терригенные, для которых за- контурное заводнение нашло широкое применение.
На Волостновских рифах необходимо вести щадящий режим работы залежей для созда- ния оптимальной депрессии выработки запасов. Такой режим был применен в 2020 году с по- мощью остановки работы скважин по всем рифам на три месяца по директивам Компании по причине ограничения добычи.
Наблюдается положительная динамика показателей разработки после остановки скважин (Рисунок 13), что подтверждает правильность выбора щадящего режима разработки. Вследст- вие высокого темпа разработки рифовых залежей происходило быстрое обводнение и снижение пластового давления.
а) б)
Рисунок 13 – Динамика показателей разработки на примере скважин рифов Волостновского ЛУ
фации рифового ядра (а) и фации рифового склона (б)
На графике наглядно видно, что по скважинам рифового ядра и склона месторождений произошло увеличение всех показателей разработки. Практически везде сохранилось пласто- вое давление, на Волостновском месторождении текущее пластовое давление значительно уве- личилось. По данным графикам также можно отметить подтверждение того, что добыча жидко- сти и обводненность значительно выше по скважинам рифового склона.
Таким образом, принудительная остановка скважин для продления разработки таких за- лежей нефти показала положительный эффект щадящего режима разработки. Причем, данный эффект наблюдается в скважинах рифового ядра и рифового склона, и в целом по всем место- рождениям исследуемой площади. Результаты вынужденного длительного простоя скважин следует учитывать при проектировании разработки залежей.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По результатам исследований, выполненных в диссертационной работе, сформулирова- ны следующие выводы и рекомендации.
1 Проведены анализ и обобщение известных работ по изучению рифовых массивов, а также, трудноизвлекаемых запасов УВ, результаты которых следующие:
1.1 Рифовые месторождения нефти имеют общий генезис. Рифовые коллектора форми- ровались в условиях эвстатических колебаний относительного уровня моря, вертикальных тек- тонических движений с преобладанием комплекса организмов-рифостроителей во франское время на исследуемой территории.
1.2 Сформировавшиеся рифы были подвержены влиянию постседиментационных про- цессов. Рифовые массивы имеют сложное геологическое строение (фациальная зональность –
рифовое ядро, рифовый склон) и смешанный тип коллектора (каверново-поровый и трещинно- каверновый).
2 Обосновано применение комплексного подхода к изучению рифовых коллекторов, ос- нованного на исследовании фациальных зон, коллекторов и особенностей освоения с учетом результатов сейсмофациального анализа, исследования керна, ГИС, подсчета запасов нефти различными методами, учета фактических показателей разработки.
2.1 Выполнен анализ текущего состояния разработки объекта исследования, его энерге- тическое состояние. Установлено, что скважины, работающие на пласт в центральной части участка, характеризуются высокими отборами жидкости и, соответственно, наименьшим участ- ком пластового давления.
2.2 Выявлена взаимосвязь фациального строения франских одиночных рифов и показа- телей разработки их залежей (опережающая нефтеотдача характерна для центральной части рифа, и фации рифового склона характеризуются низкими отборами жидкости и высокими по- казателями обводненности).
2.3 Выявлена взаимосвязь коллекторских свойств и выработки запасов нефти по различ- ным фациальным зонам франских одиночных рифов (выработка на окраинах рифа меньше, чем в его центральной части), а также, различие режимов работы скважин в различных фациальных зонах рифа.
2.4 Оценена эффективность применения различных методов подсчета запасов (модифи- кация объемного метода с помощью УВЗД, метод материального баланса, метод раздельного подсчета запасов нефти по типам коллекторов) с целью уменьшения остаточных запасов в за- лежах.
2.5 Оценена литолого-фациальная неоднородность рифовых коллекторов с помощью статистической обработки данных (распределение пористости и проницаемости в целом по пласту Дфр2 Волостновского ЛУ обладает значительной неоднородностью).
3 Научно обоснованы и предложены новые способы:
– ликвидации поглощений при бурении продуктивных интервалов рифовых коллекторов (пласт Дфр2),
– временной изоляции и сохранения фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью оптимизации разработки рифовых залежей (пласт Дфр2).
Приведено геологическое обоснование повышения эффективности разработки рифовых залежей, заключающийся в:
– щадящем режиме разработки залежей нефти в рифовых коллекторах (плановые оста- новки добывающих скважин);
– компенсированном отборе флюида;
– создании системы заводнения, включающей несколько последовательных этапов ввода скважин в эксплуатацию для вертикального вытеснения нефти.