Вторичные процессы преобразования залежей нефти и отражение их на распределении нефти в коллекторах

И.К. ЗЕРЧАНИНОВ (ВНИИ)

Общепринятое суждение о распределении нефти в залежи в двух “этажах”: в верхнем - продуктивном с примерно одинаковой начальной нефтенасыщенностью коллекторов (k_H) и в нижнем - меньшем по мощности и с изменчивой нефтенасыщенностью от нуля до значения k_H в верхнем этаже,- вступило в противоречие с накопленными данными как разведки, так и разработки залежей нефти. Многочисленные факты прямо указывают на ошибочность взглядов на образование в залежи нижнего “этажа” (так называемой переходной зоны) благодаря только гравитационным и капиллярным силам и на формирование различной его мощности вследствие анизотропии порового пространства коллекторов, их литологии, свойств нефти, времени формирования залежей и т. п.

Вопреки теоретическим обоснованиям, согласно которым мощность переходной зоны должна колебаться в пределах нескольких метров у многих залежей она превышает десятки и даже 100 м.

По-видимому, при изучении рассматриваемой проблемы упускаются из вида какие-то другие природные процессы, существенно влияющие как на распределение нефти и воды в коллекторах внутри ловушки залежи, так и на образование переходной зоны.

По нашему мнению, при решении этого весьма актуального вопроса нельзя оставлять без внимания геологическую историю залежи в интервале времени от заполнения ловушки нефтью до наших дней. Совершенно очевидно, что, как бы молода ни была залежь нефти, возраст ее исчисляется миллионами лет, в течение которых она не могла оставаться неизменной.

Если это допущение справедливо, то несомненно, что преобразование залежи сопровождается перераспределением нефти внутри вмещающего ее резервуара - ловушки.

Палеоструктурные реконструкции локальных структур в Волго-Уральской, Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях, выполненные для решения поставленных вопросов, показали, что у всех структурных форм, в том числе и у нефтегазоносных, морфология изменялась во времени, а значит, и залежи, заключенные в них, претерпевали те или иные преобразования. Назовем эти изменения морфологии залежей нефти вторичными процессами преобразования последних, оставляя за первичными сам механизм аккумуляции нефти в ловушке в виде залежи.

Приведем пример, поясняющий вышеизложенное.

На рис. 1 отчетливо выражено смещение осей локальных структур, происшедшее в интервале геологического времени от палеоцена до современного. Это позволяет с необходимой достоверностью оценить как направление, так и размеры перемещения структурных ловушек. Вполне логично допустить, что и залежь нефти смещалась, приспосабливаясь к новой форме ловушки.

Эти же построения позволяют определить как древний контур залежи, так и размеры перемещения залежи, а следовательно, и зоны коллекторов, из которых часть нефти эмигрировала. На рис. 1 указаны эти зоны, а в их пределах опробованные скважины, в которых была получена вода, вода с пленкой нефти и в лучшем случае вода с незначительным количеством нефти (1-3 % от общей продукции). Вместе с тем анализ керна из опробованных интервалов, а также результаты обработки комплекса промыслово-геофизических данных свидетельствовали о продуктивности коллекторов.

Приведенные фактические данные дают основание сделать вывод: нефть в отмеченных зонах коллекторов неподвижна и традиционными способами воздействия на пласты вызвать ее приток в скважины невозможно. Учитывая эти особенности рассматриваемых зон коллекторов, будем именовать их зонами с погребенной нефтью (ЗПН). Следует отметить, что морфология ЗПН самая разнообразная - от кольцевых оторочек до небольших секторов ( рис. 2 ).

Вопрос о наличии ЗПН около современных залежей нефти ставится не впервые [3]. А.Г. Дурмишьян, видимо не зная о работе [3], поскольку он на нее нигде не ссылается, опубликовал результаты своих исследований [2], сообщив о наличии около залежей нефти (в Азербайджане) коллекторов с остаточной нефтью. К настоящему времени число примеров получения воды из продуктивных коллекторов нефтеносных провинций таково, что отрицать наличие ЗПН невозможно.

Установлено, что ЗПН размещаются или в нижней части залежи нефти, подстилая ее (у водоплавающих залежей), или на крыле, или на периклинали (у структурных залежей). Из этого должно следовать, что ЗПН являются одной из основных причин образования переходной зоны, включающей и ту часть водонефтеносных (нефтеводоносных) коллекторов, которая сформирована под воздействием гравитационных и капиллярных сил. С этих позиций находят объяснение мощности переходных зон, равные 100 м и даже более [4].

Все разновидности ЗПН - следствие не только рассмотренных механических деформаций ловушек (а значит, и залежей), но и других явлений. К числу последних относятся и инверсионные вертикальные подвижки, обусловливающие неоднократные изменения термобарических обстановок в залежах нефти, вызывающих увеличение объема последних при их подъеме и сокращение его при опускании. Особенно интенсивно эти преобразования происходили, когда в своде ловушки находилась газовая шапка. В этих случаях вследствие большой упругости газа при погружении залежи высвобождался значительный объем ловушки в газовой шапке. В него и перемещалась нефть, оставляя в ранее занимаемых ею коллекторах погребенную нефть, которая и образовывала оторочку ( рис. 2 , г). Наоборот, при подъеме залежи газ расширялся, отжимая нефть, вследствие чего в подошве залежи ЗПН не образовывалась, а переходная зона имела небольшую мощность, соответствующую проявлению гравитационных и капиллярных сил. Однако в нижней части газовой шапки будет находиться погребенная нефть, не отжатая газом, которая и образует своеобразную ЗПН ( рис. 2 , д). Примеров наличия рассеянной (непромышленной) нефти в газовых шапках достаточно и для подтверждения изложенной схемы генезиса ЗПН в газовой части залежи и для обоснования нецелесообразности включения этой неподвижной нефти в общий план ее добычи.

В дополнение к уже сказанному необходимо отметить еще один фактор, который влиял и на мощность ЗПН, и на количество погребенной в ней нефти.

При миграции нефти внутри ловушки происходило наступление, с одной стороны, нефти на воду, с другой - воды на нефть. В той части продуктивного пласта, в которую внедрялась нефть, отжимая воду из коллектора, ВНК обычно довольно четкий. Переходная зона здесь формировалась благодаря проявлению гравитационных и капиллярных сил.

Иная обстановка складывалась в той части ловушки, где нефть эмигрировала из коллектора, замещаясь водой. Оказывается, при вытеснении нефти водой в поровом объеме коллектора оставалось до 35-45 % нефти. Учитывая древнюю первичную переходную зону, которая возникла под влиянием гравитационных и капиллярных сил во время завершения заполнения ловушки нефтью, и наложенную на нее ЗПН, возникшую при вторичных преобразованиях залежи, нетрудно представить, что в этой части продуктивного пласта образовывалась мощная переходная зона и тем большая, чем интенсивнее были процессы преобразования залежи и чем ниже коллекторские свойства самого пласта. Если к сказанному добавить, что природные процессы как механической деформации залежей, так и изменения их облика под влиянием термобарических, физико-химических и других процессов проистекали не последовательно, а одновременно, то этого будет достаточно для объяснения всех форм ЗПН, показанных на рис. 2 , а также и различных их модификаций. В конкретных обстановках формы ЗПН зависят в основном от того, какой из перечисленных выше природных факторов в тот или иной период геологического времени был превалирующим.

Интересно отметить, что образование мощных ЗПН на одном из крыльев ловушек создает ложный эффект наклона залежи, объяснение которого нередко подкрепляется “теоретическими обоснованиями” смещения (невероятные величины перепада напоров вод, изменчивость плотности нефти и т.п.). На самом же деле эти нелогичные смещения залежей - следствие незнания природы ЗПН и того, что смещение залежи под влиянием напора пластовых вод завуалировано наличием ЗПН, которая может дать ложный эффект наклона залежи, равной 20, 40 м и более ( рис. 2 , в).

Надо полагать, что неоднократные сдвиги залежей нефти внутри ловушек, а также многократно повторяющиеся землетрясения, обусловленные геотектоническими процессами, не только приводили к образованию ЗПН, но и, вероятно, отражались на характере нефтенасыщения коллекторов во всем объеме залежи.

Хорошо известно, что нефтенасыщение в разных точках залежи неодинаково. Однако это непостоянство в промышленно продуктивной части залежи обычно объясняется несовершенством оценки начального нефтенасыщения коллекторов. Мнение о невозможности объективного учета характера изменчивости нефтенасыщения в этой части залежи служит предлогом для принятия средней величины последней в качестве постоянной в пределах установленной ее изменчивости. В водонефтяной части залежи, т.е. в переходной зоне, она принимается изменяющейся по линейному закону [6].

Если эти представления о нефтенасыщенности коллектора изобразить графически, получим ломаную кривую, нижняя ветвь которой наклонена под тем или иным углом к горизонтальной плоскости, а верхняя представлена вертикальной прямой. Точка перелома этой кривой и должна была бы фиксировать верхнюю границу переходной зоны.

Однако установленные вторичные преобразования залежей противоречат такому заключению. С целью проверки возникших сомнений проанализированы данные о нефтенасыщенности, представленные в различных отчетах по подсчету запасов нефти. Эти данные по каждой залежи были нанесены на график, на котором по вертикальной оси откладывалась абсолютная глубина, а по горизонтальной - коэффициент нефтенасыщения. При этом получены любопытные результаты: в большинстве случаев на графиках наблюдается закономерное, близкое к линейному распределение нефтенасыщения вверх по разрезу залежи. Эти данные говорят о том, что наблюдаемое изменение k_н в различных точках залежи, расположенных выше условного ВНК, отражает не беспорядочную изменчивость нефтенасыщенности, не поддающуюся строгому учету, а закономерное ее изменение на различных уровнях, срезах залежи, соответствующих полученным точкам на графиках зависимости k_н=f(H).

Наиболее характерные графики результатов поинтервальной обработки промыслово-геофизических материалов по продуктивному разрезу приведены на рис. 3 , который, как видим, подтверждает зависимость Кн=f (H). Специально показаны примерно изотропный (скв. 759) и неоднородный (скв. 768) коллекторы. Для интерпретации полученных значений Кн и r_п были использованы данные [1,5], которые установлены по многочисленным опробованиям скважин, анализу керна. Эти определения были увязаны с результатами промыслово-геофизических исследований. Согласно этим данным, из залежей Нижневартовского и Сургутского сводов Западной Сибири чистую нефть получают из пластов с нефтенасыщенностью 45 % и более и с r_п, равным 6 Ом•м и выше, чистую воду - соответственно с 30 % и менее и с 3 Ом*м и ниже. При промежуточных значениях k_H и r_п в скважины поступает смесь нефти с водой или же воды с нефтью в зависимости от интервала вскрытия этой части разреза. Весь интервал с нефтенасыщенностью от нуля до 45 % и с r_п=6 Ом-м назван переходной зоной. Поскольку в работах [1, 5] упомянутые исследования охватывали только переходную зону, а в залегающей выше части залежи Кн.ср традиционно принимается величиной постоянной, мы воспользовались этими результатами для анализа нижней части залежи. Интерпретация графиков верхней части залежи дана нами отлично от традиционных представлений.

Как следует из рис. 3 , а, в разрезе продуктивного пласта Кн изменяется по близкому к линейному распределению не только в переходной зоне, но и выше ее. При этом наличие в разрезе непроницаемых прослоев мощностью от 1 м и выше отражается на характере кривой Кн= f (H). Она разбита на отдельные отрезки, и, если концы их соединить, то получится пилообразная кривая. Такой характер изменчивости нефтенасыщения по разрезу продуктивного пласта можно условно назвать пилообразным ( рис. 3 , в). Вытекающая из графика закономерность может быть сформулирована следующим образом. В коллекторах нефтяной залежи начальная нефтенасыщенность изменяется автономно в каждом пропластке, подчиняясь линейному или близкому к линейному распределению по вертикали, с возрастанием содержания нефти от подошвы к кровле пропластка.

Иной характер распределения нефтенасыщения наблюдается в относительно однородном пласте ( рис 3 , б). Здесь значение Кн по всему разрезу (скв 759) от подошвы залежи до ее кровли беспрерывно возрастает по близкому к линейному распределению, включая переходную зону.

Аналогичная закономерность прослеживается и на рис 3 , в, на котором схематично обобщены результаты машинной обработки комплекса промыслово-геофизических исследований с интервалами около 0,3 м между информативными точками по разрезу залежи. На рис. 3 , в отчетливо видно пилообразное распределение Кн, которое обусловлено наличием непроницаемых пропластков в разрезе(Из этих наблюдений следует, что меж пластовая вертикальная миграция флюидов возможна только при нарушении сплошности прослоев неколлекторов (разрывы, трещины и т. п. )) мощностью около 1 м. В целом графики рис. 3 , а, в идентичны. Однако и для графика рис. 3 , б имеются аналоги на графике рис. 3 , в, которыми являются каждый из однородных пропластков коллекторов, разделенных непроницаемыми прослоями. Различие углов наклона графиков рис. 3 , а, б по сравнению с графиком рис. 3 , в объясняется геологическими особенностями анализируемых залежей нефти и масштабами рисунков.

Нам представляется, что подобную закономерность распределения нефтенасыщенности в объеме залежи можно объяснять только динамикой залежей во времени. Объяснение непостоянства нефтенасыщенности коллекторов, равно как и относительно небольшой ее величины (70-75%), незавершенностью процесса формирования залежи вряд ли обосновано. Как бы ни были молоды залежи нефти, времени для полной дифференциации нефти и воды в объеме ловушки было предостаточно. Графики рис. 3 фиксируют тенденцию к такому расслоению флюидов. Однако полному разделению нефти и воды препятствуют геотектонические процессы, вызывающие динамику залежей, а значит, и нарушение равновесия в системе нефть - вода, возникавшего в каждый предшествующий этап перед смещением залежи. По-видимому, в современной геологической обстановке в залежах с разной скоростью протекает процесс расслоения нефти и воды. В тех залежах, где этот процесс прошел глубже, наклон графиков Кн=f (Н) круче и Кн имеет большую величину выше ГБН, а в залежах с более поздней стадией прохождения этого процесса наклон графиков положе и величина Кн меньше.

Исходить из неоднородности коллекторов для обоснования установленной закономерности распределения нефтенасыщенности также неправомерно, ибо анизотропия только усложняет характер кривых Кн=f (H), но не предопределяет ее, как это следует из рис. 3 . Что же касается периферийных частей залежи, то здесь пониженная нефтенасыщенность обусловлена частичной потерей нефти при смещении залежи, т. е. при образовании ЗПН.

В связи с изложенным необходимо коснуться терминологии.

Если сохранять в обращении термины переходная зона и водонефтяной контакт, то необходимо уточнить их смысл.

Под переходной зоной следует понимать зону перехода от непромышленно нефтеносных коллекторов с неподвижной нефтью к промышленно нефтеносным, дающим нефть с водой и чистую нефть, а под водонефтяным контактом - границу между чисто водоносными и нефтесодержащими коллекторами. Согласно этим понятиям внутри переходной зоны уместно выделять ее подзоны в границах, указанных на рис. 3 .

Графики рис. 3 позволяют решать целый ряд прикладных вопросов.

1. При разведке залежей знание характера и места расположения ЗПН должно способствовать сокращению объема разведочного бурения, ибо причина получения воды из явно нефтеносных пластов становится ясной.
2. При подсчете запасов определение объема включаемой в расчеты части залежи наиболее объективно решается с помощью графиков Кн=f (H). Даже при полном совпадении результатов оценки Кн.ср, полученных по традиционному методу расчета как средневзвешенному по мощности (при поинтервальном взвешивании), графический метод имеет преимущества. По графику Кн=f (H) можно, задаваясь любым количеством нефти в продукции, достаточно точно определять минимальное содержание ее в продукции, при котором по технико-экономическим расчетам добыча будет рентабельной.

По-иному такой точности и однозначности решения этого важнейшего вопроса получить нельзя.

Кроме того, поскольку поинтервальной оценки нефтенасыщенности в каждом продуктивном разрезе обычно не производится, а информация имеется, как правило, о верхней части залежи, т.е. о наиболее нефтенасыщенных коллекторах (верхняя часть кривой Кн=f (Н), то завышение запасов, представляемых в ГКЗ СССР, очевидно. Графический метод позволяет устранить эту погрешность, так как с его помощью в анализ включается весь разрез залежи. Небезынтересно и следующее заключение: если нет возможности получить поинтервальную информацию о нефтенасыщенности, то единичное ее определение следует делать по середине разреза от принятой нижней границы залежи до ее кровли, так как эти сведения будут наиболее достоверно отвечать значению искомого параметра.

3. При разработке залежей наличие сведений о ЗПН должно способствовать наиболее оптимальному варианту выбора места заложения нагнетательных и эксплуатационных скважин. И вот почему. В ЗПН содержится 40-45 % нефти (0-45 % ), они характеризуются пониженными фильтрационными свойствами, являя собой полуэкраны для флюидов. А это означает, что, если заложить нагнетательные скважины за контуром ЗПН, то почти вся энергия нагнетаемой воды пойдет за контур; если же скважину разместить внутри ЗПН за пределами границы погребенной нефти, то приемистость скважин окажется заниженной и ожидаемый эффект воздействия на залежь опять не будет достигнут. Значит, целесообразнее всего скважину располагать между границами зон с погребенной и безводной нефтью, что позволит получить наибольший эффект от закачки воды.

Заслуживает внимания изучение “прочности” ЗПН, особенно у водоплавающих залежей. Зная перепад давления, при котором начинается прорыв воды через ЗПН, можно определить такой режим работы продуктивной скважины, при котором безводный период ее будет максимальным.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Багаутдинов А.К. Некоторые особенности положения водонефтяного контакта залежей Советского месторождения. - Труды Гипротюменнефтегаза, вып. 19, 1971, Тюмень, с. 85-97.
2. Дурмишьян А.Г., Тамразян Г.П. О преобразовании залежей нефти и газа Апшеронского полуострова в связи с историей его геотектонического развития. - Геология нефти и газа, 1964, № 3 , с. 41-45.
3. Зерчанинов И.К. О преобразованиях структур платформенного типа в процессе их формирования и об отражении этого процесса на приуроченных к ним залежах нефти. - Нефтяное хозяйство, 1953, № 12,с. 35-38.
4. Зерчанинов И.К., Куклич Л.А. Формирование залежи нефти в отложениях пашийского горизонта Пашнинского месторождения. - Труды ВНИИ, вып. 49, М.,1974, с. 186-193.
5. О необходимости учета запасов нефти в переходной зоне как объекте возможной эксплуатации / В.П. Санин, Ю.А. Чикишеев, Ю.А. Ковальчук, Н.Д. Евко. - Геология нефти и газа, 1975, № 1 , с. 39-43.
6. Сохранов Н.Н. О переходной зоне при определении водонефтяного контакта по геофизическим измерениям. - Геология нефти и газа, 1960, № 5 , с. 55-59.

Поступила 23/I 1980 г.

Рис. 1. Схематическая карта совмещения палеоструктурной и структурной карт по кровле пимской пачки Нижневартовского свода.

1 - палеоизопахиты, м; 2 - изопахиты, м; оси локальных поднятий; 3 - древних, 4 - современных; 5 - зоны с погребенной нефтью (ЗПИ); 6 - скважины, давшие воду из ЗПН

Рис. 2. Основные типы зон коллекторов с погребенной нефтью.

1 - зоны с погребенной нефтью; 2 - контуры современных залежей; 3 - граница безводной нефти; 4 - граница погребенной нефти в газовой шапке; 5 - контур газовой шапки; 6 - нефть; 7 - газ; 8 - вода; 9 - погребенная нефть в газовой шапке; 10 - направление миграции залежи нефти. I - современные залежи в плане; разрезы ловушек залежей нефти; II - современные, III - палеопрофили. Возникновение ЗПН вследствие: а - расформирования ловушки (залежи), б - изменения объема ловушки, в - смещения свода ловушки (ложный эффект наклона залежи), г, е - сжатия газовой шапки, д, ж - расширения газовой шапки

Рис. 3. Распределение начальной нефтенасыщенности коллекторов по разрезу нефтяной залежи

1 - непроницаемые пропластки; 2 - коллекторы; 3 - график начальной нефтенасыщенности; 4 - график электрического сопротивления породы; 5 - подзоны переходной зоны: а - с подвижной нефтью, б - с неподвижной нефтью; 6 - точки к которым относится определение Кн и r_п , ПЗ - переходная зона, ГБН - граница безводной нефти, ГПН - граница погребенной нефти