|
УДК 553.98:532.311.8 |
Отжатие воды из глин с аномально высокими поровыми давлениями в коллекторы
На примере месторождения Сангачалы-море - Дуванный-море - о-в Булла.
X. Б. ЮСУФЗАДЕ, Г. И. НАБИЕВ, Э. Н. ДЕРГУНОВ (Каспморнефть)
Нефтегазовые залежи Бакинского архипелага характеризуются аномально высокими пластовыми (поровыми) давлениями (АВПД). На месторождении Сангачалы-море - Дуванный-море - о-в Булла [2] зона АВПД начинается в апшеронских отложениях. В нижних интервалах зоны АВПД (у забоев скважин) градиенты поровых давлений в глинах достигают 19-20 кПа/м. Причем давления в мощных продуктивных коллекторах (V, VII, VIII горизонты ПТ) на указанном месторождении, как и на Булла-море [2], значительно ниже, чем в глинах и тонких песчано-алевролитовых пропластках в глинистых интервалах. Известно, что скелет непроницаемой породы (например, глины) под действием геостатической нагрузки передает часть своего давления флюиду. В результате при повышенной мощности глинистых покрышек и недостаточной коллекторов в глинистых интервалах возникают АВПД насыщающих флюидов. В аналогичных ситуациях АВПД сохраняются и в тонких и линзовидных песчано-алевролитовых пропластках внутри глинистых интервалов (например, мощный глинистый раздел между V и VII горизонтами продуктивной толщи на месторождении Сангачалы-море - Дуванный-море - о-в Булла). В то же время в VII горизонте (одном из основных эксплуатационных объектов) первоначальные пластовые давления значительно ниже поровых в глинах покрышки, так как в данном случае воздействие общей геостатической нагрузки не передается на насыщающий породы флюид.
Рассматриваемое месторождение приурочено к крупной брахиантиклинали северо-западного простирания, которая двумя продольными и несколькими поперечными разрывными нарушениями разбивается на ряд тектонических блоков, в свою очередь разделенных на обособленные поля (рис. 1).
На северо-восточном крыле складки нефтегазоносны отложения V, VII и VIII горизонтов ПТ. VII горизонт продуктивен в пределах всех тектонических блоков. С 1969 г. он находится в промышленной эксплуатации, причем одновременно форсируются работы по оконтуриванию залежи нефти и газа и поддержанию пластового давления. При закачке воды на глубине 4000 м и более в породы проницаемостью 25-120 мД при давлении нагнетания на устье скважин 200 кПа*102 в процессе заводнения наблюдались технические и технологические осложнения. Несмотря на охват заводнением четырех из пяти блоков северо-восточного крыла складки, разработка VII горизонта осуществлялась с отставанием объема закачки воды, что привело к снижению пластового давления в зоне отбора проб на 200-250 кПа*102. Одновременно началось обводнение скважин, в результате чего доля воды в их продукции по I блоку на 1. I. 1973 г. составила 2,8%, а на 1.1.1976 г. 22,1% (первоначально скважины фонтанировали чистой нефтью).
Для улучшения дальнейшей разработки месторождений важно определить источники обводнения VII горизонта. Известны случаи, когда при эксплуатации нефтегазовых залежей вода в коллекторах появляется вследствие ее отжатия из перекрывающих и подстилающих глин при значительном снижении пластовых давлений в продуктивных горизонтах [3]. На отжатие воды из глин в коллекторы [2] указывает увеличение значений кажущихся электрических сопротивлений в глинистых пачках тех скважин, которые пробурены на некотором удалении от эксплуатационных. Авторами проанализированы диаграммы стандартного электрического каротажа обводнившихся скважин в I-IV блоках и сопоставлены с материалами соседних, пробуренных через несколько лет и имеющих уже иную электрическую характеристику (рис. 2). Увеличение показаний электрических сопротивлений в глинистой покрышке VII горизонта ПТ зафиксировано в разрезах скважин I и II блоков и в смежной со II блоком части III (табл. 1). На остальной площади III и в IV блоке эффект отжатия воды из глин на диаграммах стандартного электрического каротажа не отмечается.
Кажущиеся электрические сопротивления в покрывающих VII горизонт глинах в скважинах, пробуренных позднее, увеличились на 0,5-1 Ом*м (см. рис. 1, табл. 1). Максимальная мощность глин с тонкими песчано-алевролитовыми пропластками, из которых воды отжимались в подстилающие коллекторы VII горизонта ПТ, достигает 190 м.
Первоначальные поровые давления насыщающих флюидов в глинах, вскрытых на раннем и позднем этапах бурения, были рассчитаны по известной методике [1] и сопоставлены соответственно с первоначальными и текущими замеренными давлениями в коллекторах VII горизонта (табл. 2).
Превышения поровых давлений в глинах (до 400 кПа*102) над пластовыми в коллекторах отмечались и при вскрытии разрезов первыми скважинами. Однако это не приводило к появлению в коллекторах воды, отжатой из глин под действием геостатической нагрузки. Только после снижения пластовых давлений - по мере разработки залежи (см. табл. 2) и уменьшения их градиентов (6,5-9,5 кПа/м) до значений ниже градиентов давлений гидростатического столба минерализованной пластовой воды (10-10,2 кПа/м) началось отжатие поровой воды из глин и тонких песчано-алевролитовых пропластков в коллекторы. Это привело к уменьшению аномально высокого внутрипорового давления флюидов в глинах и соответственно их градиентов (см. табл. 2). Естественно, что при высокой общей пористости и большой мощности глинистых покрышек, по сравнению с коллекторами VII горизонта, темпы снижения поровых давлений в глинах меньше, чем пластовых в коллекторах.
С целью выяснения характера изменения состава воды в продукции скважин и уточнения границ участков, в пределах которых протекают элизионные процессы, был проведен анализ вод VII горизонта по ряду эксплуатационных скважин I-IV блоков (табл. 3).
Обводнившиеся скважины I и II блоков значительно удалены от ВНК, что создает серьезные препятствия для проникновения в них контурной воды VII горизонта ПТ.
В I и II блоках вода хлоркальциевая, жесткая, более древняя, так как до своего появления в коллекторах находилась в порах глин, а в III и IV блоках, где пока элизионные процессы не происходят, - более молодая, щелочная, поступающая, очевидно, в нефтегазоносные объекты из водоносных пропластков VII горизонта ПТ.
На основании изложенного можно сделать следующие выводы.
1. С падением первоначального пластового давления в нефтегазовых залежах и увеличением перепада давлений во флюидах, насыщающих глины и коллекторы, процесс их обводнения может идти за счет отжатия воды из покрывающих глин под действием геостатической нагрузки. Об этом свидетельствуют повышенные кажущиеся электрические сопротивления глин и изменение генетического типа сопутствующей воды.
2. На участках, где отмечается отжатие воды из глин в коллекторы, во избежание еще большего увеличения перепада давлений необходимо до стабилизации и повышения пластового давления скважины эксплуатировать при ограниченных отборах.
3. В области отжатия воды из глин в нижележащие коллекторы при подъеме пластовых давлений следует вести наблюдение за изменением характера обводненности эксплуатационных скважин.
4. С целью определения генетического типа вод в продукции эксплуатационных скважин на месторождении Сангачалы-море - Дуванный-море - о-в Булла необходимо в процессе бурения отбирать керны глин из глинистых разделов над продуктивными горизонтами для отжима и анализа вод.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Александров Б.Л. Определение и прогнозирование аномально высоких пластовых давлений геофизическими методами.- Тематич. научн.-техн. обзоры ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз, геол. и геофиз., 1973.
2. Изучение и прогнозирование АВПД по данным промысловой геофизики (на примере площади Булла-море)/X.Б. Юсуфзаде, К.А. Касумов, Б.Л. Александров, Э.Н. Дергунов. - Азерб. нефт. хоз-во, 1976, №5, с. 1-8.
3. Кузьмин А.А., Уриман В.И., Акентьев Е.П. Отжатие воды из глин в коллекторы в процессе разработки нефтегазовых залежей. - Геология нефти и газа, 1975, № 6, с. 40-53.
4. Рахманов Р.Р., Касумов К.А., Дергунов Э.Н. Изучение аномально высоких пластовых давлений (АВПД) методами промысловой геофизики на месторождениях Азербайджана. - Обзорная информация АзНИИНТИ. Сер. Нефтедобывающая пром-сть. Баку, 1976, с. 1-36.
|
Блок |
Номер скважины |
Время проведения каротажа |
Среднее кажущееся сопротивление глин покрышки, Ом*м |
|
I |
16 |
V.1965 |
2,0 |
|
383 |
V.1975 |
2,6 |
|
|
62 |
II.1967 |
2,4 |
|
|
191 |
II.1973 |
3,4 |
|
|
141 |
III.1973 |
2,3 |
|
|
166 |
XII.1976 |
2,8 |
|
|
II |
43 |
XII.1965 |
2,0 |
|
197 |
III.1974 |
3,0 |
|
|
249 |
VI.1976 |
2,8 |
|
|
III |
24 |
IV.1963 |
2,3 |
|
226 |
III.1971 |
2,8 |
|
|
253 |
III.1972 |
2,8 |
|
|
9 |
VIII.1963 |
3,4 |
|
|
204 |
IV.1970 |
3,3 |
|
|
60 |
V.1967 |
2,6 |
|
|
258 |
XII.1973 |
2,6 |
|
|
IV |
100 |
X.1967 |
2,4 |
|
323 |
VIII.1976 |
2,3 |
|
|
84 |
I.1969 |
3,0 |
|
|
288 |
VII.1973 |
3,0 |
Примечание. Эффект отжатия воды из глин по данным каротажа наблюдался в скв. 16, 383, 62, 191, 141, 166, 43, 197, 249, 24, 226, 253.
|
Номер скважины |
Время проведения стандартного каротажа |
Поровые давления в глинах (рассчитанные), кПа* 102 |
Градиенты давлений, кПа/м |
Фактические градиенты противодавлений бурового раствора в интервале глинистой покрышки и VII горизонта, кПа/м |
Время замера манометром |
Пластовые давления в УП горизонте ПТ (замеренные), кПа |
Градиенты давлений кПа/м |
Превышение поровых давлений над пластовыми, кПа*102 |
Снижение давлений в процессе разработки месторождений, кПа* 102 |
|
|
в глинах покрышки |
в VII горизонте |
|||||||||
|
62 |
II.1967 |
889 |
20.4 |
20,3 |
IV.1967 |
537 |
11,7 |
352 |
35 |
100 |
|
191 |
III.1973 |
854 |
19,6 |
19,5 |
V.1973 |
437 |
9,4 |
417 |
|
|
|
43 |
XII.1965 |
927 |
20,5 |
20,0 |
1.1966 |
526 |
11,3 |
401 |
45 |
226 |
|
197 |
III.1974 |
882 |
19,6 |
19,4 |
III.1974 |
300 |
6,5 |
582 |
|
|
|
24 |
V.1963 |
501 |
18,5 |
22,0 |
V.1963 |
400 |
14,0 |
101 |
21 |
137 |
|
226 |
V.1971 |
480 |
17,8 |
19,1 |
V. 1971 |
263 |
9,5 |
217 |
|
|
|
Номер скважины, номер блока |
Соленость, °Ве |
Эквивалентное значение, мг-экв/100 г |
Характеристика вод по Пальмеру |
||||||||||
|
Сl |
SO4 |
HCO3 |
CO3 |
Нафтеновые кислоты |
Са |
Mg |
Na+K |
S1 |
S2 |
А |
а |
||
|
Воды хлоркальциевые |
|||||||||||||
|
62/I |
1,6 |
46,33 |
0,46 |
0,28 |
|
0,12 |
0,35 |
0,66 |
46,22 |
98,86 |
1,20 |
_ |
0,94 |
|
512/I |
2,7 |
42,59 |
2,79 |
0,19 |
- |
0,38 |
3,42 |
1,43 |
41,23 |
89,48 |
9 |
- |
1,52 |
|
199/II |
2,0 |
31,18 |
0,66 |
0,89 |
- |
0,34 |
1,04 |
0,49 |
31,65 |
95,40 |
0,56 |
- |
4,04 |
|
511/II |
1,6 |
16,3 |
6 |
0,1 |
0,1 |
- |
2,1 |
4,2 |
16,2 |
71,00 |
27,08 |
- |
1,92 |
|
52/III |
1,7 |
18,9 |
0,3 |
4,36 |
0,27 |
0,2 |
0,17 |
0,19 |
23,56 |
78,94 |
- |
19,54 |
1,52 |
|
Воды гидрокарбонатно-натриевые |
|||||||||||||
|
59/III |
1,8 |
25,5 |
0,1 |
5 |
0,5 |
0,4 |
0,3 |
0,2 |
31 |
81,32 |
|
17,08 |
1,6 |
|
30/III |
1,7 |
21,5 |
2,18 |
3,08 |
0,6 |
0,5 |
0,9 |
0,9 |
27,8 |
84,56 |
- |
14,8 |
0,64 |
|
72/IV |
1,95 |
20,3 |
1,0 |
5,75 |
0,6 |
0,4 |
0,15 |
0,3 |
27,9 |
75,12 |
- |
23,06 |
1,82 |
|
45/IV |
1,8 |
21,4 |
0,1 |
5,0 |
1,0 |
1,1 |
0,4 |
0,1 |
28,3 |
77,64 |
- |
23,62 |
1,74 |
|
352/IV |
1,5 |
21,08 |
4,20 |
2,82 |
- |
0,11 |
0,24 |
0,26 |
28,03 |
88,6 |
- |
9,66 |
1,74 |
|
263/III |
2,4 |
23,98 |
0,05 |
2,01 |
0,88 |
0,38 |
0,16 |
0,16 |
27,08 |
87,52 |
- |
11,28 |
1,20 |
|
9/III |
1,8 |
22,78 |
0,20 |
2,12 |
0,81 |
1,28 |
0,23 |
0,11 |
26,97 |
84,14 |
- |
14,62 |
1,24 |
|
349/IV |
3,5 |
52,11 |
1,68 |
3,65 |
0,64 |
0,76 |
0,10 |
0,20 |
58,76 |
91,08 |
- |
8,42 |
0,50 |
Рис. 1. Структурная схема месторождения Сангачалы-море - Дуванный-море - о-в Булла по подошве VII горизонта ПТ.
Скважины на площади с отжатием воды из глин: 1 - сопоставленные по каротажным диаграммам, 2 - с выявленным генетическим типом сопутствующей воды; скважины на площади без отжатия воды из глин: 3 - сопоставленные по каротажным диаграммам, 4 - с выявленным генетическим типом воды; 5 - граница между площадями с отжатием и без отжатия воды из глин в коллекторы; 6 - линии предполагаемых тектонических нарушений; 7 - изолинии по кровле VII горизонта ПТ; I - V номера блоков
Рис. 2. Сопоставление каротажных диаграмм соседних скважин, оконченных бурением с интервалами в несколько лет.
Кривые: 1 - ПС, 2 - КС; 3 - граница повышения кажущихся электрических сопротивлений в глинах, покрывающих VII горизонт ПТ; 4 - кровля VII горизонта ПТ; I - III -номера блоков