При прогнозе показателей добычи Харампурского месторождения по общеизвестным характеристикам вытеснения выявлено, что утвержденные ГКЗ РФ извлекаемые запасы не достигаются по Северному куполу на 44%, по Южному - на 35%. Изначально неверное представление разработчиков проектного документа о геологическом строении объекта (в связи с отсутствием информации), и, как следствие, внедрение не рациональной системы размещения скважин, бесспорно можно назвать одним из основополагающих факторов неудовлетворительной выработки. Исходя из оцененного характера выработки запасов по юрским залежам, можно сделать вывод о неэффективности реализуемых регулярных систем разработки, которые не адаптированы к реальным геологическим моделям пластов. Следовательно, на аналогичных малоизученных месторождениях эффективнее внедрять избирательную систему размещения. В этой связи в первом разделе детально рассмотрены особенности геологического строения юрских отложений Харампурского месторождения. Установлена высокая расчлененность пластов, широкий диапазон изменения эффективных толщин, низкие значения пористости, проницаемости, песчанистости, высокая остаточная нефтенасыщенность.
По результатам интерпретации сейсморазведки 3D на Харампурском месторождении выявлен особый тип разломов осадочного чехла, связанный с оперяющими системами кулисных сбросов (взбросов) горизонтальных сдвигов фундамента. Генетической основой систем кулисообразных нарушений в осадочном чехле являются зарождающиеся (малоамплитудные) горизонтальные сдвиги в толще консолидированных пород фундамента. Выделены две системы сдвигов – одна с азимутом северо-запад 40 ¸ 50°, вторая северо-восток 30 ¸ 40°. Вызванные горизонтальными сдвигами фундамента разрывы в осадочном чехле являются разрывами растяжения и образуют мощные вертикальные каналы миграции углеводородов из глубокозалегающих материнских пород в расположенные выше ловушки.
В пределах изучаемой территории преимущественно распространены ступенчатые сбросы. По высоте проникновения встречаются разрывы, затухающие на верхней границе доюрского комплекса, и разрывы, проникающие в чехол и затухающие в различных горизонтах мезозойско-кайнозойского комплекса.
Таким образом, проведенный анализ позволил выявить факторы, влияющие на эффективность разработки юрских залежей на примере Харампурского месторождения.
Во втором разделе приведены результаты определения эффективных (перспективных) зон разработки на основе выявления разломов (сдвигов) путем построения детальных параметрических геологических моделей резервуаров на основе комплексного изучения сейсмических и промыслово - геофизичеких данных.
Параметрические детальные цифровые геологические модели целевых объектов Ю11, Ю12, Ю13 и Ю14 Харампурского месторождения строились и рассчитывались с применением комплекса программ DV-Discovery (ЦГЭ) и Tigress (фирма PGS). Для построения моделей использовались петрофизические параметры в межскважинном пространстве. Для повышения достоверности данных применена технология совместного расчета сейсмических атрибутов и статистического анализа корреляционных связей сейсмических атрибутов и эффективной толщины (Нэф), коэффициента проницаемости (Кп) в процессе седиментационного анализа кубов сейсмических атрибутов (совместно с ведущими специалистами ОАО "ЦГЭ").
Основные этапы использованной методики следующие:
1. Выбор оптимального предварительного положения палеогеоизохронной поверхности (седиментационного слайса) в пределах пласта путем совместного анализа временных разрезов, карт атрибутов, принципиальных (седиментационных) моделей пластов по данным ГИС и статистических зависимостей сейсмических атрибутов от петрофизических свойств, полученных при интерпретации данных ГИС.
2. Локальная коррекция положения палеогеоизохронной поверхности в окрестности каждой скважины с одновременным анализом седиментационного слайса сейсмического куба (куба атрибута) и кросс-плота зависимости значений слайса и Нэф, Кп.
3. Расчет осредненных во временном окне карт сейсмических атрибутов.
4. Совместный визуально-качественный анализ полученных карт сейсмических атрибутов и принципиальных геологических моделей с целью проведения дальнейшего статистического анализа методом множественной регрессии.
В ходе работы также был проведен анализ 295 промыслово-геофизических исследований (ПГИ), выполненных в 212 скважинах. Сводная информация по исследованиям ПГИ представлена в таблице 1.
Таблица 1 - Сводная таблица по результатам интерпретации ГИС по перфорированным пластам горизонта Ю1
| Типы исследований | Скважины | % от скважин с ПГИ | ||
| Добывающие | Нагнетательные | Всего | ||
| кол-во скв./иссл. | кол-во скв./иссл. | кол-во скв./иссл. | ||
| Негерметичность | 4/4 | 2/2 | 6/6 | 3/2 |
| Заколонная циркуляция | 36/40 | 7/8 | 43/48 | 20/16 |
| Прорыв закач.воды | 13/14 | -/- | 13/14 | 6/5 |
| Неработающие прослои | 80/96 | 12/18 | 92/114 | 43,4/38,6 |
Обобщая полученную по данным ПГИ информацию, можно сделать вывод, что основными источниками обводнения являются:
- прорыв закачиваемых вод по пласту от нагнетательных скважин к добывающим;
- поступление воды в продукцию из нижележащих неперфорированных водонасыщенных пластов по заколонному пространству;
- свободная вода, поступающая из пласта Ю13, так как он расположен ближе всего к водонефтяному контакту.
Было проведено изучение возможности существования трещинных коллекторов и зон АВПД в отложениях Харампурской группы месторождений путем: фиксации поглощений промывочной жидкости и газонефтеводопроявлений, отмеченных в процессе бурения скважин; обнаружения потенциала течения ПС; сравнения скоростей распространения волн различной длины; сравнения горизонтального горного давления с пластовым давлением; анализа результатов испытаний объектов и их гидродинамических исследований.
Анализ геолого-геофизической информации, имеющейся в "ЦГЭ" по разведочным скважинам Харампурского месторождения, показал следующее. В процессе разбуривания юрских отложений поглощения промывочной жидкости и газонефтеводопроявления ни в одной из скважин не отмечены. Это указывает либо на отсутствие открытой трещиноватости в разрезе, либо на поглощения в незначительных объемах, не отмеченных при бурении.
Для 8 произвольно выбранных скважин, вскрывших отложения юры, произведена оценка статического потенциала и сравнение с зарегистрированными аномалиями кривой ПС. Расчеты и сопоставление показали, что зарегистрированные аномалии ПС по величине несущественно отличаются от статических потенциалов. Таким образом, открытая трещиноватость по данным ПС не выявлена.
Детальный анализ имеющихся индикаторных диаграмм и результатов обработки гидродинамических исследований по объектам испытания горизонта Ю1 показал, что расчетные гидропроводности удаленной части пласта и призабойной зоны отличаются друг от друга несущественно. Соответственно, проницаемости обеих зон также близки. Отсюда следует, что призабойная зона не засорена шламом вследствие процесса бурения. Часть индикаторных диаграмм представляют собой прямые, что свидетельствует о линейном характере фильтрации флюидов.
Таким образом, обоснована уточненная геологическая модель исследуемого месторождения, которая позволила провести вычислительные эксперименты при помощи гидродинамических моделей и характеристик вытеснения с целью адаптации системы разработки к сложному геологическому строению залежи.
В третьем разделе представлены результаты применения комплексного подхода к проектированию размещения скважин на Харампурском месторождении с целью повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти в связи с дизъюнктивными деформациями юрской залежи.
Было выделено шесть девятиточечных, семь семиточечных, и одиннадцать пятиточечных элементов системы разработки, на которых оценивалась прогнозная выработка запасов по характеристикам вытеснения. Выявлено, что оптимальной системой разработки юрских отложений Харампурского месторождения будет являться обращенная пятиточечная система размещения с избирательным размещением элементов, учитывающих разломно-блоковое строение залежи. Таким образом, реализуемую в настоящий момент трехрядную систему размещения предложено транспонировать, а в зонах нового бурения заложить новую систему - пятиточечную.
По известному рисунку каркаса разломов, выделенному по результатам исследований второго раздела работы, проведено восстановление ориентировки осей напряжений. Для этого привлекались данные по закономерностям азимутального распределения, генетические и кинематические характеристики разломов. Ориентировка осей напряжений определялась путем восстановления кинематики вертикальных и горизонтальных движений (по кубу 3D), выраженных в углах встречи оперяющих кулис к плоскости сдвига и анализа углов скола в системе материнский сдвиг – оперяющий сброс.
Восстановлено положение оси σ1max главных нормальных сжимающих напряжений (горизонтальное сжатие): меридиональное ССЗ 350-360° – ЮЮВ 170-180°. Генеральные направления простирания осей главных нормальных сжимающих (σ1max) и растягивающих (σ3min) напряжений в пределах площади взаимно ортогональны и ориентированы в створе меридиональных и широтных азимутов. При этом выяснилось, что ориентировка осей напряжений и направление основного тектонического нарушения сдвигового типа совпадают. Полученные дополнительные данные промысловых экспериментов по гидропрослушиванию и трассерным исследованиям позволили в пласте Ю1 выявить как проницаемые, так и многочисленные непроницаемые экраны.