АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОГО БЛОКА СЛАВАНЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %.

Для территории Беларуси в последнее время очень важное значение приобретает проблема извлечение части остаточных запасов нефти из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях находящихся на поздней стадии разработки огромны. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов нефти, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превысила 60 %, нефть сосредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту.

На 2013 г добыча нефти на территории Беларуси осуществляется на 58 месторождениях (127 залежах), из которых 30 месторождений находится в промышленной разработке, и 28 — в пробной эксплуатации.

Следует также отметить, что более 44 % от объема этих запасов относится к трудноизвлекаемым (сосредоточены в залежах с низкопроницаемыми коллекторами и вязкими нефтями) и 20 % приурочены к высокообвадненным зонам залежей с активными запасами, с обводненностью добываемой продукции более 80 %.

Сложность выработки остаточных запасов нефти состоит в том, что большинство нефтяных месторождений Беларуси характеризуются наличием карбонатного коллектора, значительной истощенностью извлекаемых запасов и высокой обводненностью продукции.

При отсутствии открытия новых месторождений для восполнения сырья основной способ стабилизации уровня добычи нефти заключается в совершенствовании системы разработки месторождений находящихся эксплуатации [3, с. 19].

Славаньское месторождение, в тектоническом отношении находится в пределах Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба, на опущенном крыле центральной части Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий. Славаньская структура выявлена в 1979 г. Славаньское месторождение открыто в 1982 г. Пробная эксплуатация месторождения начата в декабре 1985 г. вводом разведочной скважины 63, эксплуатировавшей елецко-задонскую залежь западного блока. В промышленную разработку месторождение введено в апреле 1994 г.

Для определения различных петрофизических параметров продуктивных отложений было отобрано 2299 образцов из отложений западного блока. Полная пористость известняков межсолевых отложений составляет 4,96, открытая — 3,96 процента соответственно. Полная пористость доломитов — 5,71, открытая — 4,8 процента соответственно. Без учета литологии полная пористость равна 5,4 процента, открытая — 4,6 процента.

Средние величины полной емкости каверн и пор и полной емкости каверн, пород межсолевых отложений западного блока равна 11,6 процента и 6,2 процента, а открытой емкости — соответственно, 7 процента и 2,2 процента. Отношение полной емкости каверн к полной емкости каверн и пор для межсолевых пород западного блока составляет 0,53.

Из карбонатных пород межсолевых отложений западного блока отобрано 1733 образца, среди которых 847 образцов оказались непроницаемыми. Проницаемость остальных образцов меняется от 0,0001 до 0,2605 мкм², при средней величине 0,00209 мкм². Анализируя обработанный материал, можно сделать вывод, что исследованные образцы являются, в основном, непроницаемыми и малопроницаемыми [1, с. 37].

Коллекторами служат доломиты, известняки. Доломиты коричневато-серого цвета, тонкокристаллические, мелкозернистые, плотные, пористо-кавернозные, участками — трещиноватые. Каверны и поры полые, встречаются повсеместно. Каверны от мелких (1 мм) до крупных (5 см) и имеют округлую форму, на стенках иногда наблюдаются кристаллы кальцита, преимущественно овальной формы, размером 1,5—2 см. Трещины, в основном, мелкие, разноориентированные, короткие от волосовидных до 1—3 мм. Каверны и трещины, в основном, залечены доломитом мелкокристаллическим, полупрозрачным.

На западном блоке елецко-задонской залежи наилучшими коллекторскими свойствами характеризуются скважины 69, 93, расположенные в центральной части блока, и скважины 9062 и 63, расположенные в восточной части блока (рисунок 1).

Рисунок 1. Карта распределения коллекторских свойств на Славаньском нефтяном месторождении елецко-задонского горизонта западного блока

По полученным данным была построена карта коллекторских свойств (рисунок 1). Распределение коллекторских свойств по площади елецко-задонских залежей следующее. Лучшими коллекторскими характеристиками обладают на западном блоке — восточная часть. На этих участках залежей сосредоточены наибольшие нефтенасыщенные толщины и более высокие значения пористости (рисунок 1).

Также была построена карта накопленной добычи по месторождению и график разработки, которые представлены на рисунке 2 и 3.

Анализируя карту накопленной добычи, видно, что на рассматриваемой площади выделяется два эксплуатационных объекта — восточный характеризующийся максимально накопленной добычей на месторождении и центральных — практически не вовлеченный в разработку. Максимально накопленная добыча в восточной части месторождения, скорее всего, характеризуется начальном введенном его в разработку рядом скважин, а также дальнейшем организации в данной части месторождения системы поддержания пластового давления. Максимальными отборами в восточной части залежи характеризуются скважины 63, 89, 91 и 9062 (до введения ее в фонд нагнетательных скважин).

Рисунок 2. Карта накопленной добычи на Славаньском нефтяном месторождении елецко-задонского горизонта западного блока

Минимальными значениями отборов в восточной части характеризуются скважины 90, 74, 73, 71 и 81. Это, скорее всего, связано со значительным расстоянием рассматриваемых скважин от нагнетательных, а также минимальными значениями эффективной нефтенасыщеной толщины (от 11 до 25 м), что позволяет предположить отсутствия гидродинамической связи между скважинами и плохими фильтрационно-емкостными свойствами.

Центральная часть месторождения характеризуется относительно небольшими отборами нефти, по сравнению с восточной частью залежи. Это связано с практически отсутствием фонда скважин, а также, скорее всего, плохими гидродинамическими свойствами коллектора. В данной части месторождения максимальные дебиты соответствуют скважине 93 (14,34 у.е./сут.). Это связано с переводом скважины 69 в фонд нагнетательных, что положительно влияет на отбор нефти в скважине 93.

Рисунок 3. График разработки Славаньского месторождения елецко-задонский горизонт западный блок

Рассматривая динамику добычи на месторождении необходимо обратить внимание, что залежь (межсолевые отложения) на начальном этапе разработки характеризовалось аномально высокими пластовыми давлениями, это с большой долей вероятности связано с расположением залежи между двумя мощными соленосными толщами. Однако из-за различных коллекторских свойств, как по площади, так и по разрезу изолированные участки коллекторов из-за отсутствия между ними гидродинамической связи по площади неравномерно вовлечены в разработку, таким образом, изолированные интервалы работают на истощения с резким падением давления и дебитов.

В заключение хотелось бы отметить, о необходимости учитывать при дальнейшей разработке неоднородность коллектора по проницаемости и пористости, так как было отмечено выше, коллекторские свойства на нашем месторождении распределены не равномерно в структуре постройки, что связано с различными седиментационными и постседиментационными преобразовании в коллекторе [2, с. 126]. Характер изменения дебитов, характеризует особенности геологического развития елецко-задонских отложений, имеющих площадную и вертикальную неоднородность коллектора. При этом наблюдается интересная ситуация — рассматриваемый коллектор сложен породами с непроницаемой и малопроницаемой матрицей, что не вполне согласуется с дебитами нефти. Это можно объяснить следующим образом — фильтрация нефти происходит по трещинам, идет приток нефти из пор в трещины, а по ним в скважины. В нашем случае наблюдается ситуация при которой фильтрация нефти из пор отстает от фильтрации нефти по трещинам в скважины — это выражается в обводнении продукции. Поэтому эту особенность необходимо учитывать при дальнейшей разработке, и осторожно подходить к оценке пород с низкой проницаемостью.

Эта неоднородность, приводит к избирательной выработки на месторождении более проницаемых интервалов. Поэтому рассмотренные данные коллекторских свойств вполне могут быть пересмотрены с понижением кондиционных значений по пористости и проницаемости, что значительно расширяет диапазон пород, которые могут быть отнесены к категории промышленных коллекторов.

В связи с изложенным для более полного извлечения нефти и достижения проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) по месторождениям Беларуси особенно актуальны следующие направления работ:

·     анализ выработки продуктивных отложений и локализация остаточных запасов;

·     проведение мероприятий по увеличению охвата пластов заводнением и вовлечению в разработку тупиковых и невыработанных зон;

·     создание в залежах режимов разработки, благоприятных для активизации процессов обмена между низкопроницаемой матричной частью коллекторов и высокопроницаемыми каналами фильтрации.

Список литературы:
1.    Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. — М.: Недра, 1988. — 367 с.
2.    Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. — М.: Недра, 1980. — 382 с.
3.    Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси: Материалы научно-практической конференции (4—6 октября 2012 г.). — Гомель: РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», 2007. — 770 с.