Принципиальные решения по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов

Основными нефтесодержащими по запасам пластами, относящимися к категории трудноизвлекаемых, на территории Западной Сибири относятся, прежде всего, отложения Тюменской свиты и Ачи-мовской толщи.

Особенностями продуктивного разреза Тюменской свиты являются 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 (К п =11-20 %, К н =35-81%, К пр =0,001-1*10^-3 мкм²), что обусловлено особенностями пространственного расположения глинистой компоненты, карбонатно-стью 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 толщи приурочены к отложениям нижней части осложненного подком-плексанеокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Толща имеет «скользящий» возраст от бер-риаса 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 нефтенасыщен-ности 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. 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 [1-11].

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

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 СО 2 с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости [12-18].

Наконец, 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).