Трещиноватость нефтесодержащей менилитовой толщи на Долинском месторождении
П.К. ГУРЬБА
Некоторые данные, полученные при изучении физических параметров кернов, взятых из толщи менилитовых сланцев на Долинском месторождении (Западная Украина), дают возможность предполагать наличие трещин в этих породах.
1. Сопоставляя данные абсолютной проницаемости, полученные при исследовании скважин и при проведении лабораторных работ, нетрудно заметить между ними значительные расхождения (табл. 1).
При исследовании скважин проницаемость определяли в предположении, что нефтеотдача продуктивной менилитовой толщи всюду одинакова.
2. При изучении запарафинированных образцов пород Долинского месторождения наблюдалось следующее явление: многие образцы скалывались не там, где было приложено зубило, а совершенно в другом направлении. На плоскостях скалывания часто были видны следы нефти. В аргиллитах нередко наблюдались плоскости скольжения.
Определяя нефтенасыщенность таких образцов, мы получали суммарное содержание нефти и связанной воды в них, превышающее 100% от высчитанного объема пор.
Это могло произойти в том случае, когда кусочек породы, по которому определяли нефтенасыщенность, имел больше трещин, чем образец, по которому высчитывали пористость.
Эффективная пористость таких образцов, определяемая методом насыщения их под глубоким вакуумом и проверенная методом насыщения под давлением 15 ат, близка к абсолютной пористости. Например, в керне, взятом с глубины 2113-2118 м из скв. 40, абсолютная пористость песчаника равна 7,6%, эффективная пористость 6,48%. В керне с глубины 2171-2176 м абсолютная пористость алевролита 6,7%, эффективная пористость 6,05%. На аншлифах этих двух образцов замечены зияющие трещинки (рис. 1; Х15).
Для образцов пород, в которых не было замечено трещинок (ни в шлифах, ни на аншлифах), значения эффективной пористости значительно отличались от абсолютной пористости.
3. При изучении шлифов пород в аргиллитах обнаружено большое количество коротких (в несколько миллиметров) зияющих трещинок, не пересекающихся друг с другом. Ширина трещинок в среднем составляет 8-10 микрон (рис. 2; X 12). Большая часть трещинок заполнена карбонатным или кремнистым материалом. Трещинки часто извилисты, искривлены, с изорванными краями; зияющие трещинки с гладкими стенками встречаются редко. Незаполненные трещинки, как правило, очень узки по сравнению с трещинками, заполненными каким-нибудь веществом.
Изучение песчаников в шлифах показало, что зерна минералов, слагающих песчаник, разбиты трещинками, идущими в определенных направлениях. В цементирующем материале трещинки в большинстве случаев не прослеживаются. Наличие трещинок, секущих зерна песчаников или алевролитов, зависит от характера цементирующего вещества.
Трещинки обнаружены в песчаниках с поровым цементом или цементом соприкосновения. В песчаниках с базальным цементом их меньше.
4. При изучении аншлифов аргиллитовых пород были замечены трещинки, которые имели вид изогнутых линий с оборванными по разрыву краями и располагались параллельно и перпендикулярно сланцеватости.
На аншлифах песчаников трещинки имеют различные протяженность и ширину. Нередко они заполнены карбонатными или другими материалами. Ширина зияющих трещинок до 200 микрон, длина до 1 см. В большинстве зияющие трещинки затухающие. Интересно, что с обратной стороны аншлифа трещинки уже не обнаруживаются.
Зияющие трещинки в песчаниках встречаются:
а) по плоскостям наслоения;
б) внутри жилок, заполненных кальцитом, пересекающих более древнюю жилу, заполненную кристаллическим веществом (рис. 3; X 15);
в) в однородных песчаниках, где трещина сечет породу искривленными линиями (рис. 1 и 4; X 15).
5. Все аргиллиты менилитовой толщи на Долинском месторождении содержат ориентированные чешуйки слюды. Это свидетельствует о процессах текучести в этой толще. Текучесть тесно связана с явлениями мелких разломов в породе.
6. При бурении скважин на Долинском месторождении бывают обвалы. Причину обвалов можно также объяснить трещиноватостью, наличие которой подтверждают все проведенные выше данные.
Промышленные запасы нефти на Долинском месторождении приурочены к менилитовой толще, представленной чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Коллекторами нефти могут быть только песчаники и частично алевролиты. Пористость песчаников в среднем 9 %; исключением являются крепко сцементированные, окремневшие пласты. Аргиллиты не могут содержать промышленных запасов нефти из-за низкой проницаемости. Если принять во внимание, что эффективная пористость песчаников близка к абсолютной, то эффективная пористость аргиллитов в несколько раз ниже ее.
Зияющие трещинки, обнаруженные в песчаниках, являются тупиковыми. Насыщаясь нефтью, поступающей из порового пространства, они играют роль дренажных каналов, которые способствуют лучшему притоку нефти в скважины.
Капиллярные трещинки в аргиллитах способствуют перераспределению давлений между слоями песчаников, содержащих промышленные запасы нефти, и являются путями сообщения между ними. Благодаря наличию капиллярных трещинок в аргиллитах все продуктивные пласты песчаников менилитовой толщи создают единый нефтяной коллектор.
Доказательством являются данные о пластовом давлении в различных скважинах. В разрезе Долинского месторождения выделяются четыре продуктивных горизонта.
Пластовые давления в скважинах, эксплуатирующих различные горизонты, должны быть различными. В действительности же это не так.
В табл. 2 приведены данные, которые показывают, что скважины, эксплуатирующие различные горизонты, имеют почти одинаковое статическое пластовое давление.
Анализ нефтей Долинского месторождения (табл. 3) показывает, что физико-химический состав нефтей, отобранных из различных скважин, почти одинаков для всех скважин, эксплуатирующих различные горизонты.
Следует, однако, отметить, что в скв. 5, эксплуатирующей 1-й и 2-й горизонты, нефть несколько отличается от тех нефтей, которые залегают в нижележащих горизонтах продуктивной менилитовой толщи: она имеет меньший удельный вес, содержит больший процент светлых фракций и вязкость ее несколько ниже. Однако в скв. 18, эксплуатирующей также 1-й и 2-й горизонты, нефть имеет несколько больший удельный вес, чем в других. Остальные физико-химические свойства нефти в скв. 18 аналогичны свойствам нефтей, полученных из других скважин.
Анализы нефтей указывают на то, что все четыре эксплуатируемые горизонта менилитовой толщи являются единым коллектором нефти.
Дебиты нефти скважин Долинского месторождения (табл. 4) значительно отличаются друг от друга.
Расхождения в дебитах можно объяснить не только различной вскрытой мощностью продуктивной толщи, но также наличием в песчаниках различного количества капиллярных тупиковых трещинок, которые способствуют лучшей транспортировке нефти из порового пространства к скважине.
В скв. 27, расположенной в своде Долинской антиклинали, могли возникнуть зияющие трещинки натяжения, тогда как в скважинах, расположенных на крыльях Долинской антиклинали, могли возникнуть трещинки сжатия. Уже отмечалось, что эти трещинки способствовали формированию нефтяной залежи. В настоящее время образовавшиеся ранее трещинки не только не расширяются, но постепенно закупоривается. Поэтому сейчас трудно предсказать, где больше тупиковых трещин - в ядре Долинской антиклинали или на ее крыльях.
Выводы
1. В нефтесодержащей менилитовой толще Долинского месторождения установлено наличие зияющих капиллярных трещин в аргиллитах и тупиковых трещин в песчаниках. Причем в песчаниках иногда трещинами разбиты кварцевые зерна.
2. Благодаря этим трещинам все пласты менилитовой толщи с промышленными запасами нефти сообщаются между собой, создавая единый коллектор нефти.
|
Метод определения проницаемости |
Проницаемость по скважинам, в миллидарси |
||||||
|
11 |
17 |
18 |
27 |
28 |
14 |
40 |
|
|
По кернам |
<1,0 |
<1,0 |
<1,0 |
Есть интервалы с проницаемостью 26 миллидарси |
<1,0 |
<1,0 |
<0,1 |
|
По Назарову |
1,95 |
0,32 |
6,27 |
3,3 |
2,9 |
1,93 |
- |
|
По индикаторной кривой |
2,15 |
- |
5,72 |
2,86 |
4,4 |
2,7 |
- |
|
№ скважины |
Глубина средней части фильтра, м |
Номер эксплуатируемого горизонта |
Вычисленное статическое пластовое давление, ат |
|
|
1-й замер |
2-й замер |
|||
|
2 |
1700 |
1 |
210,7 |
208,5 |
|
5 |
1750 |
1-2 |
262,0 |
252,5 |
|
18 |
2290 |
1-2 |
275,7 |
277,2 |
|
14 |
2100 |
2-3 |
280,2 |
284,6 |
|
11 |
2180 |
2-3 |
288,2 |
283,7 |
|
17 |
|
1-4 |
267,4 |
|
|
28 |
2200 |
2-4 |
282,1 |
306,3 |
|
Показатели |
Номер скважины |
||||||
|
|
18 |
27 |
28 |
11 |
17 |
14 |
|
|
Содержание воды, % |
|
0,5 |
|
|
1,0 |
|
|
|
Удельный вес нефти, г/см3 |
0,8237 |
0,8479 |
0,8395 |
0,8391 |
0,8445 |
0,8372 |
0,8372 |
|
Содержание смол в нефти, % |
14 |
17 |
18 |
18 |
19 |
16 |
17 |
|
Застывание мазута, °С |
36 |
36 |
35 |
36 |
36 |
34 |
35 |
|
„ нефти, °С |
10 |
- |
18 |
18 |
19 |
15 |
19 |
|
Содержание парафина, % |
6,12 |
- |
9,85 |
11,55 |
10,85 |
8,79 |
10,04 |
|
Температура вспышки, °С |
15 |
- |
18 |
- |
20 |
19 |
19 |
|
Начало кипения, °С |
63 |
80 |
77 |
70 |
65 |
70 |
70 |
|
Выход светлых фракций, %: |
|
||||||
|
при 100° |
5 |
4 |
4 |
5,5 |
2 |
2,5 |
2,5 |
|
при 150° |
18 |
15 |
15,5 |
18 |
12,5 |
13 |
15 |
|
Кинематическая вязкость, сст: |
|
|
|
|
|
|
|
|
при 20° |
8,19 |
Не истекает |
|||||
|
при 40° |
3,90 |
6,05 |
5,39 |
5,02 |
6,51 |
5,39 |
5,58 |
|
Глубина средней части фильтра, м |
1750 |
2290 |
2150 |
2200 |
2180 |
- |
2100 |
|
Номер эксплуатируемого горизонта |
1-2 |
1-2 |
3-4 |
2-4 |
2-3 |
1-4 |
2-3 |
|
№ скважины |
18 |
17 |
14 |
11 |
2 |
28 |
5 |
27 |
|
Дебит, т/сутки |
70 |
14.7 |
30,4 |
30,2 |
8,3 |
62.5 |
16,0 |
155 |
