О формировании литологически-экранированных и литологически-ограниченных залежей нефти и газа
В.Е. ЛЕЩЕНКО, А.И. МАТВИЕНКО
На территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в терригенных отложениях девона выявлено значительное количество залежей, относящихся к типу литологически-экранированных.
На ряде месторождений (Нижне-Омринское, Верхне-Омринское, Нибельское и др.) из таких залежей добывается основная или существенная часть нефти и газа. Все указанные месторождения связаны с осложнениями моноклинально погружающегося на восток северо-восточного склона Южного Тимана (см. рисунок).
Литологические залежи приурочены к проницаемым песчаным линзам пластов 1-а и 1-б пашийского возраста, имеющим региональное развитие на обширной территории юго-восточного Притиманья. Песчаные линзы спорадически развиты в глинисто-алевролитовой толще. Песчаники преимущественно мелко- и среднезернистые, хорошо отсортированные, иногда с примесью гальки, и очень малым количеством глинистых и алевролитовых разностей. Мощность песчаников составляет 3-5 м, в отдельных случаях 9-10 м. Коллекторские свойства песчаников варьируют весьма широко. Пористость их составляет в среднем 18-20%, проницаемость в большинстве случаев 500 - 600 мдарси. К краям линз песчаники становятся плохо отсортированными, увеличивается содержание в них алевролитовой и глинистой фракций и ухудшаются коллекторские свойства. В зоне замещения единая песчаная линза обычно расщепляется на ряд песчаных прослоев, причем переход продуктивных песчаников в породы экрана происходит на довольно коротких расстояниях (100-200 м). Характерно, что литологический экран повсюду слагается переслаиванием алевролитов и глинистых песчаников, с подчиненным количеством глин. Это подтверждается керновым материалом и данными промыслово-геофизических исследований.
Следует отметить, что внутри отдельных линз и по пластам наблюдается независимое распределение флюидов, т.е. каждая линза имеет свои, отличные от других, отметки водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов.
Вопрос о механизме формирования залежей литологического тина в настоящее время не достаточно ясен. Обычно считают, что при литологическом экране, сложенном только глинами, экранизация залежей происходит в самой начальной стадии процесса диагенеза. При существенном участии в строении литологического экрана алевролитов и глинистых песчаников предполагается, что в течение того или иного интервала геологического времени и с ростом глубин проницаемые разности алевролитов и глинистых песчаников превращаются в практически непроницаемые породы и экран приобретает изолирующую способность.
В обоих случаях экранизация залежей полностью обеспечивается «практической непроницаемостью пород экрана» с той лишь разницей, что во втором случае «изоляция залежей является результатом сложного и длительного процесса» [1].
Имеющийся фактический материал позволяет сделать вывод о том, что в конкретных геологических условиях нашего района существование и сохранение линзовидных залежей нефти и газа нельзя объяснить исключительно литологической изоляцией их.
Рассмотрим одну из газонефтяных залежей 1-а пласта, расположенную на северном крыле Нижне-Омринского месторождения (так называемая залежь XIX поля). Залежь приурочена к линзе песчаников, границы и размеры которой достаточно четко определены в результате разведочного и эксплуатационного бурения. Линза продуктивных песчаников длиной 4,5 км протягивается с северо-востока на юго-запад при средней ширине 900-1000 м. Высота нефтеносной части залежи составляет 45 м, газоносной - 25 м, эффективная мощность песчаников изменяется от 0 до 8 м и в среднем равна 5 м.
При гидростатических условиях, за счет разницы удельных весов газа, нефти и пластовой воды, в верхней части залежи на границе ее с породами литологического экрана должно существовать избыточное давление.
Действительно, для воды с минерализацией 14-15° Be (удельный вес 1,1), которая характерна для вод 1-а и 1-б пластов, на каждые 10 м глубины давление будет возрастать на 1,1 ат, в то время как для нефти с удельным весом в пластовых условиях 0,766 это приращение составит всего 0,766 ат. Таким образом, по нефтяному столбу вверх от ВНК, на котором избыточное давление равно нулю, будет наблюдаться прирост последнего 0,334 ат (1,1 - 0,766) на 10 м нефтяного столба. Значительно большая величина приращения избыточного давления будет наблюдаться в газовой залежи благодаря малому удельному весу газа по сравнению с удельным весом пластовой воды.
Для описываемой залежи с нефтяным столбом 45 м, газовым - 25 м, при указанных выше удельных весах нефти и воды и удельном весе газа (по воздуху) 0,640, избыточное давление составит:
где Ризб и Рпл - соответственно избыточное и начальное пластовое давление в залежи; hн и hг - высота нефтяного и газового столбов; γв, γh, γг - соответственно удельные веса воды, нефти и газа; Т и Тпл - соответственно температура замера удельного веса газа и пластовая температура, градусы Кельвина; 1/773,4 - удельный вес воздуха по воде.
Необходимо отметить, что для аналогичных линзообразных залежей описываемого района избыточные давления отличаются от подсчитанного, но эти отклонения незначительны.
Как указывалось выше, литологические экраны линзовидных залежей в пашийских отложениях юго-восточного Притиманья слагаются преимущественно алевролитами с подчиненным количеством глин и глинистых песчаников. К сожалению, в производственных условиях нет возможности произвести лабораторные исследования по изучению условий фильтрации нефти и газа через эти породы. Однако наблюдаемые в промысловой практике факты, а также существующие литературные данные свидетельствуют о том, что эти алевролитовые породы обладают проницаемостью, обеспечивающей фильтрацию через них жидкостей и газов даже при незначительных перепадах давлений. Так, при опробовании большинства скважин, вскрывших 1-а и 1-б пласты за пределами песчаных линз в различных частях района, были получены непромышленные притоки воды, нефти или газа.
Показательно также то, что во всех вновь обнаруживаемых линзах, расположенных в непосредственной близости от уже разрабатываемых, но не связанных с ними (различные ВНК, ГНК, удельные веса нефти и т. д.), пластовые давления оказываются несколько ниже, чем следовало бы ожидать. При этом, чем дольше линза находится в эксплуатации и чем больше в ней снижено текущее пластовое давление, тем на большую величину снижается начальное пластовое давление соседней, еще не разрабатываемой линзы.
Для подтверждения сказанного можно привести данные по газовой скв. 135 (Нибель), пробуренной в 1961 г. Пластовое давление в ней оказалось равным 69,9 ат, в то время как в газовой скв. 2 (Нибель), отстоящей от скв. 135 на расстоянии 3,5 км и расположенной гипсометрически выше последней на 9 м, начальное пластовое давление было порядка 80 ат. Такое же начальное пластовое давление было и в других скважинах этого месторождения, пробуренных до 1947 г. Скв. 2 (Нибель) эксплуатируется с 1947 г. В настоящее время она значительно обводнена и имеет текущее пластовое давление 12 ат. Обе скважины эксплуатируют различные линзы 1-б пласта. Других скважин вблизи скв. 135 (Нибель) нет. Интересно отметить, что с течением времени в линзовидных залежах, не имеющих подошвенной воды, появляется вода, причем количество ее все время возрастает, хотя казалось бы, что в такие залежи, запечатанные со всех сторон «практически непроницаемыми» породами, воде неоткуда поступать.
Вопросу изучения фильтрационных свойств малопроницаемых пород посвящен ряд работ. В плане нашей статьи наибольший интерес представляют результаты исследований по изучению условий фильтрации нефти через глины, насыщенные пластовой водой, произведенные Н.А. Еременко и А.Г. Милешиной [2]. Указанные авторы приходят к выводу, что при достаточно длительном, времени перемещение нефти через глины возможно при перепадах давлений, значительно меньших 2,5 ат. Для некоторых глин перепад давления в 2,5 ат при длине образцов 2,5-3,5 см обеспечивает появление фильтрата через 30-38 суток.
Следует полагать, что для перемещения нефти (а тем более газа) через алевролиты при соответствующей длительности процесса потребуются весьма незначительные перепады давлений.
Фильтрация будет происходить через наиболее проницаемые разности пород, участвующих в строении литологического экрана, длительность этого процесса в природе будет неизмеримо больше по сравнению с лабораторными условиями, поэтому можно утверждать, что при избыточных давлениях в залежи порядка 2-4 ат, которыми, как показано выше, характеризуются залежи описываемого района, нефть и газ, заполняющие линзы, мигрировали бы вверх по восстанию.
Таким образом, для объяснения существования линзовидных залежей в современных геологических условиях рассматриваемого района необходимо наряду с литологическим экранированием наличие дополнительного улавливающего механизма. Существование последнего становится ясным при рассмотрении следующих данных.
Начальное пластовое давление в 1-б пласте на Нибельском месторождении составляет в среднем 79-80 ат. При гидростатических условиях и минерализации пластовых вод 14-15° Be, одинаковой на всех месторождениях района, на Верхне- Омринском месторождении, расположенном гипсометрически ниже Нибельского на 60 -70 м, пластовое давление должно быть около 85-87 ат, а на Нижне-Омринском, расположенном еще ниже на 50-60 м, - 90-92 ат. Фактически же пластовые давления на указанных месторождениях одинаковы и равны 78-80 ат. Аналогичную картину мы имеем и в 1-а пласте.
Это несоответствие в давлениях свидетельствует о существовании в районе не гидростатических, а гидродинамических условий с движением пластовых вод вниз по региональному падению пород. Наличие таких условий, несомненно, в какой-то степени компенсирует избыточное давление, возникающее в залежах за счет разницы удельных весов пластовых флюидов.
На основании изложенного выше можно считать, что экранизация линзовидных залежей нефти и газа в пашийских отложениях юго-восточного Притиманья обусловливается не только литологическим (ухудшение проницаемости), но и гидродинамическим фактором.
Существование и сохранение рассматриваемых залежей определяется сложившимся в данный геологический момент равновесием между избыточным давлением, с одной стороны, и фильтрационными свойствами пород литологического экрана и существующей гидродинамической обстановкой - с другой. В случае изменения одного из названных факторов равновесие нарушается, что приводит к перераспределению соотношений газа, нефти и воды в залежах. Это положение иллюстрируется, в частности, приведенным выше примером взаимодействия различных залежей в процессе эксплуатации.
При литолого-гидродинамическом механизме экранирования залежей и моноклинальном характере залегания пород, вследствие большей проникающей способности газа по сравнению с нефтью, следует ожидать, что вниз по падению пласта будут развиты преимущественно нефтяные залежи, а вверх по восстанию- газовые. Если моноклиналь осложнена положительной структурной формой, то в своде последней могут оказаться газовые залежи, в то время как вверх по восстанию существуют линзы, заполненные нефтью. При этом на крыле структуры с падением, обратным региональному, условия для аккумуляции нефти или газа в линзах весьма неблагоприятны, и последние могут оказаться водоносными.
Приведенные соображения хорошо подтверждаются всем имеющимся по рассматриваемому району фактическим материалом.
ЛИТЕРАТУРА
1. Иванов А.И. и Эйдман И.Е. О формировании литологических экранов нефтяных и газовых залежей. Геология нефти и газа, 1960, № 7.
2. Еременко Н.А. и Милешина А.Г. Фильтрация нефтей через глинистые породы. Нов. нефт. и газ. техн., серия геология, № 9, 1961.
Рисунок Схематический геологический профиль через Нибельское, Верхне-Омринское и Нижне-Омринское месторождения.
1- известняки, 2 - глины и аргиллиты, 3 - алевролиты, 4 - песчаники; а - подошва доманика, б - кыновские слои, в - пашийские слои.