Влияние засолоненных прослоев на систему разработки Чаяндинского месторождения

По содержанию компонентов нефть характеризуется как смолистая (15,84%), парафинистая (2,48 %) и сернистая (0,81 %) [11]. Выделим основные факторы, которые следует учитывать при разработке нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ: сложность геологического строения и низкий энергетический потенциал залежи (аномально низкое пластовое давление, низкая пластовая температура, ожидаемая невысокая продуктивность нефтегазовых скважин, наличие неуглеводородных компонентов пластового газа). Принципиальным моментом здесь является нецелесообразность применения в качестве рабочего агента пресной или слабоминерализованной воды для создания разделительного экрана, вытеснения нефти и поддержания пластового давления [12]. Это связано с отсутствием необходимых объемов водных ресурсов, а также с возможностью гидратообразования.
Дополнительными осложняющими факторами при разработке нефтяной оторочки являются: высокая анизотропия коллектора по проницаемости при наличии высокопроницаемых пропластков; малая толщина нефтяной оторочки при значительной площади распространения; наличие неактивной законтурной воды; повышенная вязкость пластовой нефти и значительное содержание асфальтосмолистых веществ; высокая минерализация пластовой воды и наличие солей в матрице коллектора.
Например, на Оренбургском месторождении нефтяная оторочка, размещенная в крыльевой части складки, разрабатывалась после начала разработки газовой части, что привело к ее расформированию и безвозвратным потерям части запасов [1]. Как отмечается в некоторых работах (см., например, работу [1]), опережающая разработка газоконденсатной зоны залежи без отбора нефти обычно является неэффективной, поскольку приводит к наибольшим потерям нефти в пласте в результате ее миграции в газонасыщенную часть залежи.
Что касается одновременной разработки нефтяной части залежи и газовой шапки, то эта схема может оказаться эффективной для залежей в высокопроницаемых коллекторах с явным преобладанием нефтенасыщенного порового объема над газонасыщенным и активными пластовыми водами. В этом случае отбор газа позволяет преобразовать нефтегазоконденсатную залежь в нефтяную. Такому процессу также способствует и наличие в газоконденсатной зоне выпавшего ретроградного конденсата. При отсутствии указанных условий одновременная разработка нефтяной и газовой частей залежи, как и первоочередная разработка газовой шапки, приводят к серьезным рискам потери запасов нефти [10].
2.3. Влияния засолоненности на методику разработки НГКМ
При невозможности создания разделительного экрана между нефтяной и газоконденсатной частями залежи первоочередной ввод в эксплуатацию нефтяной оторочки с временной консервацией газовой шапки принципиально позволяет получить большую величину КИН, чем другие возможные варианты. Однако режим разработки оторочки без поддержания пластового давления может быть эффективен только при наличии активной связи с законтурной водоносной областью (т.е. при реализации упруговодонапорного режима). Тогда при малой вязкости нефти, большом наклоне пластов и высокой проницаемости коллектора, т.е. условиях, благоприятных для гравитационного разделения нефти и газа, на малых депрессиях (малых отборах жидкости) возможен равномерный охват пластов вытеснением (режим расширения газовой шапки) [5].
Проведенный анализ показывает, что реализовывать режим разработки без поддержания пластового давления (естественный режим истощения) при освоении нефтяной оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ нецелесообразно по следующим причинам [4].
1. Малый этаж нефтеносности и отсутствие пластов с крутыми углами падения (что могло бы теоретически обеспечить высокие коэффициенты нефтеотдачи при вытеснении нефти газом в сочетании с действием гравитационных сил).
2. Отсутствие обширной нефтяной зоны с хорошей гидродинамической связью с водонапорной областью, обеспечивающей преимущественное вытеснение нефти водой.
3. Наличие высокой анизотропии по проницаемости и предположительно высокопроводящих пропластков (суперколлекторов), а также небольшого этажа нефтеносности, что будет способствовать преждевременным прорывам газа к эксплуатационным нефтяным скважинам [3].
4. Наличие неактивных подошвенных вод.
5. Аномально низкое пластовое давление в залежи и, следовательно, ее низкий энергетический потенциал. В связи с вышеизложенным для разработки газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками необходимо проанализировать возможности методов искусственного поддержания пластового давления, включающих: законтурное и внутриконтурное заводнение, закачку газа в газоконденсатную шапку и комбинированное воздействие (сочетание законтурного и барьерного заводнения и др.) [9].