Горизонтальное бурение как основа локализации нефтеподводящих каналов и создания системы их рациональной разработки (в эксперты)

На основе ранее выдвинутых и аргументированных положений о наличии под каждым нефтяным месторождением нефтеподводящего канала (каналов), по которым происходит современная подпитка месторождений глубинными углеводородными флюидами, предлагается технология принципиально нового способа добычи – отбора нефти непосредственно из этих каналов. Технология основывается на создании системы локализующих, добывающих и вспомогательных горизонтальных скважин. Проектирование производится поэтапно:  локализующие скважины обосновываются по результатам промысловых исследований и разведочных геофизических работ (сейсморазведка, гравиразведка НГП, пассивная сейсмика НСЗ), а эксплуатационные скважины – по результатам исследований в локализующей скважине.

Введение

Горизонтальное бурение давно стало эффективным инструментом рациональной разработки нефтяных месторождений. Полученные нами результаты свидетельствуют, что возможности горизонтальных технологий этим не ограничиваются: они также могут стать и основой рациональных систем добычи нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов. О наличии таких каналов, по которым происходит современная подпитка нефтяных месторождений глубинными углеводородными флюидами, говорят результаты  геофизических, промысловых и некоторых других исследований (Ибатуллин, Глумов и др., 2007; Корчагин, 2001; Муслимов и др., 2004; Трофимов,1999, 2006; Трофимов, Корчагин, 2002 и др.). То есть высказанная ранее весьма заманчивая идея о принципиальной возможности отбора нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов благодаря горизонтальным технологиям приобретает реальные очертания. Рассмотрим основные этапы ее реализации и обоснуем некоторые варианты применения горизонтального бурения для создания систем разработки.

1. Прогнозирование нефтеподводящих каналов и степени их активности.

Как было показано ранее (Трофимов, Корчагин, 2002 и др.), каждое нефтяное месторождение состоит из трех основных компонентов:

– собственно ловушки, удерживающей нефть;

– некоего глубинного резервуара (или генератора) – поставщика углеводородных флюидов;

– нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар и ловушку. 

То есть нефтяное месторождение рассматривалось как сложная и постоянно действующая гидродинамическая система, обеспечивающая подток глубинных углеводородных флюидов, длительные сроки разработки и возобновляемость ресурсов (Муслимов, Плотникова и др., 2004) .

Если строение ловушек нефти изучено достаточно полно, то данных о глубинных резервуарах и о нефтеподводящих каналах значительно меньше. Тем не менее анализ геолого­геофизической информации по нефтегазоносным территориям и отдельным месторождениям позволил сделать вывод о том, что эти каналы, являясь частью тектонических разломов, представляют собой узкие зоны нарушенных трещиноватых пород, простирающиеся на значительные расстояния и отличающиеся по физическим свойствам от вмещающей толщи (Трофимов, Корчагин, 2002; Муслимов,  Трофимов, 2012; Трофимов, Королев, Хузин, 2010).

По данным глубинной сейсморазведки МОГТ было установлено, что строение земной коры в районе крупных скоплений углеводородов существенно отличается от соседних территорий (Трофимов, 2006 и др.). Так, здесь наблюдались наклонные отражатели, рассекающие всю земную кору, выполаживающиеся на уровне границы Мохо и в ряде случаев ее пересекающие. Подчеркивалось, что эти отражатели имеют тектоническую природу, т.е. отображают зоны разломов.

Кроме того, на сейсмических временных разрезах выделялись субвертикальные динамические аномалии (СДА) иногда очень высокой интенсивности (рис. 1, а), также связанные с нарушенными породами, что подтверждалось данными гравиразведки. Отмечалось, что СДА выделяются по всему профилю, но больше всего их в пределах Ромашкинского и Новоелховского месторождений. Это вместе с другими данными позволило предположить возможную связь этих аномалий с нефтеносностью. А последующий анализ наклонных отражателей и субвертикальных динамических аномалий привел к принципиально важному выводу о том, что они представляют собой единое целое. Таким образом, совокупность наклонных отражателей и субвертикальных динамических аномалий и есть отображение нефтеподводящего канала (или, возможно, зоны каналов), по которому происходит поступление глубинных углеводородных флюидов в ловушки.

Рис. 1. Отображение верхней части нефтеподводящего канала на сейсмическом временном разрезе (а) и палеоканала в районе Сюкеевского месторождения битумов (б)

Представленные подходы к интерпретации данных глубинной сейсморазведки МОГТ нашли подтверждение в опубликованных данных по  Сюкеевскому месторождению битумов в западной части Республики Татарстан (Королев Э. А., Хузин И. А.), где  в обнажениях пород пермского возраста видно, что зона палеовнедрения углеводородсодержащих флюидов сечет в субвертикальном направлении все карбонатно­сульфатные отложения казанского яруса над битумной залежью (рис.1, б). Выше по разрезу они резко обрываются, упираясь в глинистую прослойку, очевидно, являющуюся локальным флюидоупором. Подобный, но гораздо больших размеров палеоканал наблюдался на Садкинском месторождении асфальтитов в северной части Оренбургской области,

Сравнение наблюдаемых на сейсмических разрезах субвертикальных динамических аномалий, отображающих верхние части нефтеподводящих каналов, и палеовнедрений углеводородных флюидов, наблюдаемых в обнажениях или горных выработках (рис.1), может говорить об их подобии, но разных масштабах явления.      

Принципиально важным для принятия решения о бурении на канал является оценка степени его активности. Если канал активен, то есть вследствие  современных геодинамических процессов (например, приливно­отливных сил) сохраняется его связь с глубинным резервуаром, то по нему происходит современный подток глубинных углеводородных флюидов. Если канал не активен, то есть он утратил связь с глубинным резервуаром, то подпитка месторождения по такому каналу не происходит и бурение на канал нецелесообразно.

Степень современной активности канала может быть оценена гравиразведкой НГП (нестабильности гравитационного поля), либо пассивной сейсмикой (например, в варианте НСЗ – низкочастотного сейсмического зондирования), либо комплексом этих и других методов (патент 2263935).

2. Локализация нефтеподводящих каналов.

     Для реализации принципиально новых способов добычи, реализующих идею отбора нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов (Патент РФ 2204700, 2002; Трофимов, Корчагин, 2002) необходима точная их локализация в пространстве. Анализ геолого­геофизической информации показал, что эти каналы, являясь частью тектонических нарушений, представляют собой линейные или, по крайней мере, существенно не изометричные (в плане) структуры. Их протяженность по простиранию (по латерали) измеряется километрами и гораздо большими величинами, в то время как их толщина вкрест простирания (опять же по латерали) может исчисляться первыми метрами. Понятно, что точная локализация таких объектов сейсморазведкой сопряжена со значительными трудностями: если сам факт наличия канала и его простирание сейсморазведкой определяется без особых проблем, то погрешность определения толщины этого канала и его положения вкрест простирания из­за физических ограничений сейсмического метода будут значительны. Вследствие этого целенаправленное вскрытие нефтеподводящих каналов поисковыми (вертикальными) скважинами сопряжено с большими рисками и вряд ли практически осуществимо.

Представляется очевидным, что если нефтеподводящие каналы имеют подобные формы и пространственное положение, то наиболее эффективным методом их точной локализации и целенаправленного вскрытия является горизонтальное бурение (рис. 2). Естественно, оно должно быть обосновано и тщательным образом спроектировано (Трофимов, 2012). Основными этапами проектирования локализирующей горизонтальной скважины являются:

– выявление аномальных по промысловым характеристикам скважин (Ибатуллин, Глумов и др., 2007) ;

– анализ сейсморазведочных материалов с целью выявления канала и установления его простирания;

– проведение гравиразведки НГП (нестабильности гравитационного поля) и (или) пассивной сейсморазведки НСЗ (низкочастотного сейсмического зондирования) для оценки степени активности канала (патент 2263935), т.е. прогнозирования современного подтока по нему глубинных углеводородных флюидов;

– комплексный анализ всей полученной информации для принятия решения о целесо­образности бурения горизонтальной скважины и для обоснования ее траектории. 

Рис. 2. Принципиальная схема локализации нефтеподводящего канала и размещения эксплуатационных скважин. 

1 – нефтеподводящий канал;

2 – горизонтальная скважина, локализующая;

3 – горизонтальная скважина­покрышка; 
4 – горизонтальная скважина, добывающая;

h1 и h2 – глубины входа локализующей горизонтальной скважины в нефтеподводящий канал и выхода из него 
(h1 ­ h2 = толщина нефтеподводящего канала)

3. Принципиальная схема создания системы разработки нефтеподводящего канала.

Зная пространственное положение канала, можно спроектировать систему добывающих и вспомогательных скважин и тем самым реализовать принципиально новую технологию отбора из него нефти.

Один из вариантов такой системы иллюстрируется на рис. 2. Основными этапами ее создания являются:

– точная локализация нефтеподводящего канала путем бурения горизонтальной скважины (2) вкрест простирания прогнозируемого канала и проведения в ней геофизических и геолого­технологических исследований, а затем испытаний на приток для оценки степени гидродинамической активности канала;

– формирование искусственной покрышки путем бурения горизонтальной скважины (3) по простиранию нефтеподводящего канала и закачки в него изолирующего вещества; при значительной толщине нефтеподводящего канала для создания покрышки может буриться несколько горизонтальных скважин или боковых стволов;

– затем под созданной покрышкой также по простиранию нефтеподводящего канала производится бурение горизонтальной скважины (4), из которой производится отбор нефти.

Естественно, в различных геолого­технических и геодинамических условиях и при различных параметрах и формах нефтеподводящих каналов системы разработки будут различными.

Заключение

Предлагаемый способ добычи нефти непосредственно из  нефтеподводящих каналов предлагается применять на заключительных этапах освоения месторождений. Поэтому он не конфликтует с традиционно применяемыми системами разработки, когда нефть добывается преимущественно из ловушки. Рекомендуемая технология не требует больших затрат, но может существенно повысить нефтеотдачу «старых», даже небольших месторождений  и найти свое место в практике нефтедобычи.

В. А. Трофимов, доктор геолого­минералогических наук, профессор, академик РАЕН

Р. Х. Муслимов, профессор кафедры геологии нефти и газа Казанского (Приволжского) федерального университета, 
доктор геолого­минералогических наук, академик АН Республики Татарстан, академик РАЕН 

Литература:

Ибатуллин Р. Р., Глумов И. Ф., Амерханов М. И., Афанасьева О. И., 
Слесарева В. В. Промысловые исследования процесса формирования и переформирования нефтяных месторождений (на примере Ромашкинского месторождения) //  Материалы международной научно­практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов». Казань, 2007. С. 281­283.

Корчагин В. И. Нефтеподводящие каналы. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 8, 2001. С. 24­28.

Муслимов Р. Х., Глумов И. Ф., Плотникова И. Н., Трофимов В. А., Нургалиев Д. К. Нефтяные и газовые месторождения – саморазвивающиеся и постоянно возобновляемые объекты. Материалы межрег. совещ. «Роль новых геологических идей в развитии «старых» нефтедобывающих…». Москва. Геология нефти и газа. 2004. С. 43­49.

Патент РФ 2204700. Способ добычи нефти / В. И. Корчагин, Р. Х. Муслимов, Д. К. Нургалиев, В. А. Трофимов.

Патент РФ 2263935. Способ поисков месторождений и залежей нефти и газа/ В. А. Трофимов, А. И. Волгина, А. В. Трофимов.

Трофимов В. А. Глубинные сейсмические исследования – шаг к пониманию процесса формирования крупных месторождений углеводородов. Материалы науч.­практ. конф. «Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых». Октябрьский. 1999. С. 28­30.

Трофимов В. А. Горизонтальное бурение как способ локализации неф­
теподводящих каналов. – Казань, Георесурсы, № 5 [47], 2012. С.16­18

Трофимов В. А. Особенности строения земной коры и нефтеносность (первые результаты глубинных сейсмических исследований МОВ ОГТ по геотраверсу, пересекающему Волго­Уральскую нефтегазоносную провинцию). Доклады РАН. Москва. 2006. Том 410, № 5. С. 651­656.

Трофимов В. А., Королев Э. А., Хузин И. А. Что такое нефтеподводящие каналы? Материалы всероссийской конф. с межд. участием «Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь». – М.: ГЕОС, 2010. С. 577­579.

Трофимов В. А., Корчагин В. И. Нефтеподводящие каналы: пространственное положение, методы обнаружения и способы их активизации. Казань. Георесурсы. № 1 [9], 2002. С. 18­23.

«Нефть и Газ Сибири» №4 (29) ноябрь 2017