Добрынин С.И.: Мониторинг запасов в нефтегазовых залежах с помощью тензорного варианта СЭМ-метода
Авторы:
Добрынин Сергей Игоревич
Бобровников Леонид Захарович
Головин Сергей Владимирович
Одной из важнейших задач современной нефтедобывающей промышленности является максимальное извлечение запасов углеводородов из эксплуатируемых скважин. В этой связи чрезвычайно актуальной становится решение задачи определения остаточных запасов нефтегазового флюида в разрабатываемых классических нефтегазовых залежах (НГЗ), из которых существенно уменьшилась нефтеотдача. Кроме этого, очень важной является задача определения и последующего мониторинга запасов в нефтегазовых залежах, располагающихся в сланцевых толщах.
В целом эта весьма сложная задача может быть решена несколькими способами, однако в настоящее время оптимальным является тензорный вариант сейсмоэлектромагнитного (СЭМ) метода, разработанный специалистами ЗАО «ИНГЕОТЕХ» - дочернего инновационного предприятия МГРИ-РГГРУ.
Тензорный вариант СЭМ-метода основан на вызванном сейсмоэлектромагнитном эффекте, возникающем непосредственно в пластах НГЗ при одновременном воздействии на них нескольких мощных сейсмических (упругих) колебаний и электромагнитных полей с 2D или 3D пространственными конфигурациями и заданными спектральными и временными характеристиками.
При этом в пластах НГЗ протекают сложные электрокинетические, электрохимические и электрические поляризационные процессы, которые возбуждают вокруг НГЗ вторичное электромагнитное поле специфической, весьма сложной формы, интегральная интенсивность которого пропорциональна:
- мощности продуктивных пластов НГЗ в целом;
- объему находящейся в НГЗ нефти, её степени вязкости, температуре и содержанию в ней воды и газа;
- соотношению нефть-газ-вода в капиллярах коллектора (в свободном состоянии);
- проницаемости, открытой пористости и особенностям строения капилляров коллектора;
- давлению в пластах НГЗ;
- усредненной напряженности поляризующего электрического поля в пластах;
- усредненной амплитуде упругой (сейсмической) волны, проходящей через пласты.
В результате интенсивной промышленной эксплуатации с применением различных способов увеличения нефте-, газоотдачи в пластах НГЗ классического типа, а также в сланцевых залежах, происходят существенные изменения: возникает вторичная пористость, обусловленная появлением систем микро- и макротрещин, перекрываются и частично разрушаются микро- и нанокапилляры, появляются зоны излишней обводненности, зоны с водонефтяной эмульсией и т.д. В конечном итоге существенно изменяются основные сейсмические и электрические параметры НГЗ. По этим изменениям (если знать первоначальные параметры, полученные перед разведочным бурением) можно достоверно оценить объем нефтегазового флюида, имеющегося в НГЗ в данный момент времени.
По тензорному варианту СЭМ-метода производится определение объема нефтегазового флюида в НГЗ перед началом разведочного бурения, а затем осуществляется мониторинг в процессе нефтедобычи, при котором периодически, примерно 1 раз в год (в сланцевых залежах значительно чаще - примерно каждые 3 месяца), производится оценка остающегося объема нефтегазового флюида.
Следует особо отметить, что в результате мощного гидродинамического воздействия на НГЗ классического типа могут появляться продуктивные зоны вторичного накопления, в которые мигрирует нефтегазовый флюид, и которые могут вполне успешно эксплуатироваться еще несколько лет после закрытия основной скважины.
Таким образом, тензорный вариант СЭМ-метода позволяет определять остаточные запасы нефтегазового флюида и не выводить из эксплуатации раньше времени разрушенные слишком мощным гидродинамическим воздействием или излишне обводненные малодебитные нефтегазовые пласты.
Статья автора
Add a Comment