Фрактальность нефтегазовых пластов и добыча углеводородов

Fractality of oil and gas formations and hydrocarbon production

V. IVANNIKOV, CJSC Radical 21

В статье вводится понятие фрактальности (дробности) пород – коллекторов нефти и газа, разбитых сетью тектонически заложенных или искусственно созданных трещин. Показано, что извлечение нефти при заводнении залежей идет в основном из трещинной емкости пласта. «Мертвая» нефть остается в капиллярно-поровом объеме консолидированных фрагментов пласта, и ее вытеснение оттуда возможно лишь с помощью волнового воздействия.

The article introduces the idea of fractality (fractionality) of pools (oil and gas reservoirs) split by a network of tectonically or artificially formed cavities.

Ранее [1, 2, и др.] мы обращались к рассмотрению деструктивного состояния пород, содержащих нефтегазовые флюиды. Теперь следует более подробно охарактеризовать эти представления для выработки рекомендаций производственникам, осуществляющим скважинные операции по гидроразрывам и иным способам воздействия на продуктивные объекты с целью интенсификации добычи нефти и газа, а также повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Пористые и проницаемые пласты – коллекторы воды, нефти и газа могут находиться в различном деструктивном состоянии, которое характеризуется количеством трещин в определенном объеме породы (фрактала). Этот объем может составлять 1 м3 или 1 см3, содержать или не содержать одну трещину или бесчисленное количество трещин.

Фрактальность означает дробность породы-коллектора, разбитой сетью трещин (рис. 1). Крайние примеры: пористый фрактал (фрагмент) без трещин и порода, полностью разрушенная до состояния сыпучего песка.
Рис. 1. Фрактальность коллектора
1 – пористая матрица; 2 – трещины тектонического заложения или искусственно созданные
Понятие фрактальности заимствовано из работ Бенуа Мандельброта («Фрактальная геометрия природы»). Он говорил: «Новая геометрия способна описать многие из неправильных и фрагментированных форм в окружающем нас мире и породить вполне законченные теории, определив семейство фигур, которые я называю фракталами». Более строгое определение фрактала связано с очень важным понятием: его дробной размерностью. Фракталы условно делятся на регулярные и нерегулярные. Последние намного чаще встречаются в природных объектах.

Фрактальные характеристики процесса разрушения горных пород

Изучив процессы разрушения горных пород, исследователи пришли к выводу, что данный процесс – нелинейный. Закон Гука F= – k*X действовал только на начальном этапе деформации. При достижении некоторого порогового значения линейный закон переставал работать и происходило перераспределение напряжений (разрыв связей), результатом чего становилась разветвленная система трещин. Эксперименты проводились с двумя видами деформаций – растяжение и сдвиг, распространенных в природе (рис. 2). Характерные конфигурации трещин в обоих случаях имели фрактальную структуру с размерностью 1,62 – 1,64.
Рис. 2. Фрактальность трещин при:
а – растяжении б – сдвиге (по данным Вадковского В.Н., Захарова В.С.)
Фрактальная природа трещин свидетельствует о непредсказуемости направления развития трещин, а равенство фрактальных размерностей систем трещин при растяжении и сдвиге говорит о том, что, изучая направление трещин, нельзя определить, каким типом внешнего воздействия это вызвано (Вадковский В.Н., Захаров В.С., 2001).

При закачке воды в нефтегазовую залежь для вытеснения нефти или при гравитационном режиме эксплуатации за счет давления краевых или подошвенных вод вода идет по системе трещин, обходя фракталы целой (сцементированной) породы.

Поскольку и матричная, и трещинная емкость продуктивного пласта являются нефтенасыщенными, то в первую очередь мы добываем нефть из трещинной емкости, замещая ее водой. Вода, продвигаясь по трещинам, окружает куски породы с матричной емкостью и таким образом блокирует выход нефти из них в проточную часть коллектора. Обычно это происходит на поздних этапах разработки и эксплуатации залежи, когда уже стравили через скважины значительную часть попутного газа, т. е. потеряли запас упругой энергии.

Блокированный водой фрактал коллектора уже не может отдать свою нефть хотя бы в силу капиллярных сопротивлений. Где же выход из создавшегося положения? Он есть. И единственно возможный – это воздействие на «мертвую» нефть, оставшуюся в фракталах матрицы коллектора, волновыми полями, которые заставят нефть с остатками газовой фазы выходить в проточную трещинную сеть.

Гидроразрывы пласта только усугубляют общую картину, создавая каналы (соединяя в целое цепочку трещин) потокам воды, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины.

Чтобы не оставлять в недрах 60 – 70% нефти, заключенной в матричной емкости коллектора, целесообразно искусственно создавать дренаж пласта, порождая в нем обширную сеть микротрещин путем сейсмического воздействия (в идеальном случае разрушая матрицу до состояния дезинтегрированного песка). Другой вопрос – как это сделать? Решения на этот счет есть, и их реализация вполне возможна.

Позволю себе некоторые отступления.

В практике в настоящий момент, в процессе разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, уже на стадии проекта закладываются по меньшей мере две проблемы недополучения нефти. Причем речь идет о 60 – 70% ее запасов. В чем состоят эти две проблемы?

Первая – в том, что на этапе фонтанного периода нерационально используется попутная газовая фаза, т. е. месторождение дегазируется без инструмента управления газожидкостным потоком в добычных скважинах, а стало быть, быстро теряет пластовое давление. Ситуация заключается в том, что вынос попутного газа многократно опережает вынос нефти при фонтанировании скважин, а дегазация нефти начинается уже внутри пласта, вследствие чего имеет место двух- или трехфазное течение газожидкостного потока в пределах воронки депрессии. В лифтовой колонне расслоение еще больше увеличивается. Установка забойных или устьевых штуцеров ситуацию не меняет или меняет несущественно.

Технические решения для сдерживания газа в пласте и изменения структуры ГЖС в скважине имеются [3], но не внедряются в практику.

Вторая проблема – это гидродинамика пласта при его заводнении, напрямую связанная с его фрактальностью (степенью трещиноватости). При наличии тектонически заложенных трещин и естественной неоднородности продуктивных пластов нагнетаемая вода обходит плотные фракталы коллектора и таким образом разрезает залежь, создавая ручьевую систему потоков от нагнетательных скважин в добычные. Оставшиеся целики матричной породы замыкаются водой, и нефть из них не вытесняется.

Из понятия фрактальности следует, что идеальный нефтяной пласт должен быть представлен чистым несцементированным песком. Он не может содержать трещин, не может подвергаться гидроразрывам. В нем происходит полное замещение флюидного состава и действует линейный закон фильтрации (рис. 3в).
Рис. 3. Фрактальность удельного объема породы коллектора
Однако такие пласты хотя и встречаются, но являются исключением из правила. Их эксплуатация осложняется интенсивным выносом песка в добычные скважины и неустойчивостью ПЗП.

На практике нефтяной пласт обычно расчленяется нагнетаемой водой, либо по системе существующих в нем трещин, либо по системе искусственно созданных в нем трещин при проведении гидроразрывов. Причем после гидроразрывов потоки воды канализируются от нагнетательных скважин в добычные.

Проводя глубоко проникающие гидроразрывы в пласт нефтяной залежи, мы заведомо создаем подземные протоки для воды, тем самым выключается подпитка их нефтью из разветвленной сети трещин. Повторное проведение гидроразрыва пласта в том же месте бессмысленно и даже вредно.

Выбрав легко добываемую нефть из трещинной емкости, мы консервируем запасы нефти в матричной части коллектора, которые взять потом будет весьма проблематично. Поэтому, осуществляя громадный водооборот через недра и неся большие нерентабельные затраты, мы получаем лишь малую толику нефти.

Кроме терригенных коллекторов нефти и газа существуют (~ 30% от общего объема) карбонатные породы-коллекторы, флюидная емкость которых представлена кавернозно-трещинной пустотностью. Именно поэтому себестоимость добычи 1 тонны нефти на Ближнем Востоке (Кувейт, ОАЭ, Ирак…) примерно в пять раз ниже, чем из песчано-глинистых пород терригенного комплекса. Тем не менее фрактальность коллектора и в карбонатах играет ту же роль.

Результаты быстрого прорыва вод из нагнетательных скважин в добычные в трещиноватых известняках описаны в работе [4] на примере из истории разработки нефтяной залежи «Д» в пластах паннона (Р. Югославия) (рис. 4), здесь при отборе из залежи 391,4 тыс. тонн нефти (около 70% от НИЗ), 535,2 тыс. тонн жидкости и 50 млн м3 газа, в течение 7 лет пластовое давление снизилось всего на 0,376 МПа. Судя по карте изобар, текущее давление в пласте распределялось относительно равномерно. В 1984 г. средний дебит нефти по добычным скважинам сохранялся на уровне около 15 т/сут. При отборе из залежи 85 тыс. тонн жидкости в год обводненность добываемой продукции на конец 1984 г. составила 65%. Текущий коэффициент нефтеотдачи в целом по залежи достиг 0,37, при проектном – 0,52.
Рис. 4. История разработки залежи месторождения «Д»
1 – годовая добыча нефти; 2 – обводненность; 3 – пластовое давление; 4 – число действующих скважин
Другой пример, приведенный в работе [4], представленный на рис. 5, показывает результат работы одной из добычных скважин на Кулешовском нефтяном месторождении (объединение «Коминефть») при очаговом заводнении пласта на поздней стадии разработки залежи.
Рис. 5. Показатели работы скв. № 452 пласта А4 Кулешовского месторождения
1 – обводненность добываемой жидкости; 2 – годовая добыча нефти
Волновое воздействие на фракталы пористо-проницаемой породы блокированной водой основывается на создании волнового поля (рис. 6) от скважинных источников, расположенных в зоне вскрытия продуктивного пласта за контуром фронта заводнения
Рис. 6. Волновое воздействие на фракталы
При этом эффект вытеснения нефти из целиков заключается не в наложении волнового поля как такового, а в пульсациях остаточной газовой фазы при прохождении волн. Усиление этих волн может быть достигнуто путем интерференции волновых полей, а выделение нефти в проточную систему трещин организуется путем системного расположения источников колебаний в существующей сетке скважин. Амплитудно-частотный режим волнового воздействия определяется в соответствии с характеристикой капиллярно-поровой структуры коллектора. Такая методология поддается расчетам с известными допущениями и может быть реализована на практике.

Другая часть задачи состоит в том, чтобы подобрать нужные источники генерации волн. Из них наиболее подходящими являются акустические излучатели и гидродинамические кавитаторы, создающие оптимальный спектр высокочастотных ударных волн.

Какой бы странной, на первый взгляд, не показалась мысль об искусственной деструкции матричной части коллектора для извлечения из нее нефти, она вполне очевидна и заслуживает внимания.

Так как фрактальность нефтесодержащей породы определяет гидродинамику разветвленного (ручьевого) потока жидкости, поступающей в пласт через нагнетательные скважины, то дробление матрицы в любом случае приводит к увеличению нефтеотдачи пласта. На современном техническом уровне такая задача решается сейсмическим воздействием на пласт, например при помощи маломощных взрывов с поверхности. Для этого на дневной поверхности оконтуренной площади нефтяного месторождения набуривается сетка мелких скважин (до 10 м глубиной), в которых можно осуществлять взрывы на выброс.

Эффект от взрывов будет в основном заключаться в доведении сейсмических колебаний до продуктивного пласта в расчете на его предварительно напряженное состояние. При релаксации этих напряжений под действием сейсмических колебаний в консолидированной части пласта-коллектора будет развиваться новая сеть микротрещин, т. е. изменение фрактальности породы. Такое воздействие необходимо согласовать с общей диспозицией движения фронтов заводнения залежи. В этом состоит суть другого метода волнового воздействия на нефтесодержащий объект добычи УВ.

Комплексное применение вышеуказанных волновых технологий позволит, в конечном счете, обеспечить более полное извлечение остаточной нефти и поднять КИН до уровня 0,6.

Итак, подводя итоги начатой темы, мы приходим к выводу о том, что:
  1. Необходимо удерживать попутный газ в нефтяных пластах как можно дольше, чтобы поддерживать пластовую энергию.
  2. Применять методы волнового воздействия на нефтяные пласты для того, чтобы деструктурировать матричную (плотную) часть коллектора, чтобы обеспечить полноту вытеснения нефти.
  3. Исключить из применения глубоко проникающие гидроразрывы нефтяных пластов, изменяющих структуру потоков и приводящих к ускоренному обводнению добываемой продукции.
  4. Соблюдать балансовые отношения отбора нефти и закачки воды в нефтегазовые пласты.
Все эти мероприятия, в конечном счете, дадут возможность существенно увеличить нефтеотдачу месторождений на завершающих стадиях эксплуатации.

Литература

  1. Иванников В.И. К вопросу миграции нефти в природных резервуарах / НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 1996. № 3.
  2. Иванников В.И. Напряженно-деформированное состояние и флюидомассоперенос в нефтегазовых формациях // «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», М.: ВНИИОЭНГ, 1997. № 6.
  3. Иванников В.И. Пластовая энергия нефтегазовых залежей и ее рациональное использование // «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 3. НТЖ «Инженер–нефтяник», М.: 2010. № 1.
  4. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. 308 с.

References

  1. V.I. Ivannikov. On problem of oil migrating in natural reservoirs. “Geology, geophysics & development of oil fields” scientific-technical journal, Moscow: VNIIOENG, # 3, 1996.
  2. V.I. Ivannikov. Stress-deformation state-condition & fluid-mass-inflow in oil & gas formations. “Geology, geophysics & development of oil fields” scientific-technical journal, Moscow: VNIIOENG, # 6, 1997.
  3. V.I. Ivannikov. Layer-bed-reservoir energy of oil & gas accumulations-pools & energy’s rational using. “Equipment & know-how for oil & gas complex” scientific-technical journal, Moscow: VNIIOENG, # 3, 2008. “Oil [man]-engineer” scientific-technical journal, Moscow: # 1, 2010.
  4. I.D. Amelin, M.L. Surguchyov, A.V. Davydov. Development prognosis of oil pools in late phase. “Nedra” (bowels) publishers, Moscow: 1994, 308 pages

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Иванников В.И.

    Иванников В.И.

    д.т.н., профессор, академик РАЕН, научно-технический директор

    ООО «Ресурс-Ойл» ЗАО «Радикал 21»

    Просмотров статьи: 4679

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru