Нефтеводяные залежи и особенности их геометризации (На примере Ачикулакского месторождения.)

Ачикулакское месторождение расположено в Прикумском нефтегазоносном районе Восточного Предкавказья. В 1974 г. в карбонатном коллекторе маастрихтского яруса верхнего мела здесь была выявлена залежь нефти. Залежь массивная. Размеры 18x4,5 км. Средневзвешенная толщина 29 м. Высота залежи 115 м (с учетом смещения). Дебиты жидкости колеблются от 3 до 200 м³/с (скв. 40), дебиты нефти - от 1 до 120 т/сут (скв. 102). Плотность нефти 0,852 г/см³ (среднее значение). Газовый фактор 34 м³/т.

Геологическое строение резервуара и залежи отличается сложностью и своеобразием. Специфика месторождения выражается прежде всего в том, что скважины дают притоки нефти и воды в различных соотношениях на всех уровнях 70-метровой карбонатной толщи. Особенность залежи - значительное смещение на юго-восточную периклиналь современной структуры. Объем залежи более чем в 2,5 раза превышает объем ловушки по замкнутой изолинии.

Данные опробования скважин при разведке верхнемеловых отложений ставились под сомнение, многократно проверялись, но оставались практически неизменными. Аналогичные результаты получены на ряде других разведочных площадей и месторождений.

При изучении верхнемеловых залежей возникло несколько вариантов интерпретации геологического строения резервуара и залежи, объясняющих поступление нефти с водой по всему продуктивному разрезу [2,3,4].

Одни исследователи считают, что в маастрихтских отложениях Ачикулакского месторождения размещено несколько самостоятельных пластовых, сводовых залежей нефти. Другие предполагают переслаивание нефте- и водонасыщенных пропластков со смещением микрозалежей нефти под воздействием гидродинамического фактора. Третьи утверждают, что залежь приурочена к зоне трещиноватости, в пределах которой содержание нефти уменьшается с глубиной. Одно из объяснений получения притоков нефти с водой связывается с нарушением гидродинамического равновесия в трещинном резервуаре, содержащем обычную нефтяную залежь с четким разделением флюидов согласно плотностям. И действительно, в трещинном коллекторе можно получить приток воды из заведомо нефтенасыщенной части резервуара или нефть - из водонасыщенной зоны продуктивных отложений. Однако и при таком предположении в начальный период эксплуатации залежи из скважин должна поступать продукция, отвечающая истинному насыщению продуктивного пласта. Ни в одной из скважин Ачикулакского и других месторождений Прикумского нефтегазоносного района из маастрихтских отложений не были получены безводные притоки нефти.

В Западной Сибири на Северо-Покурском месторождении встречены эмульсионные залежи, в которых содержание воды также достигает 50% [1]. В отличие от залежей такого типа нефть и вода маастрихтского комплекса устойчивой эмульсии не образуют.

С определенной степенью допущения распределение нефти и воды в Ачикулакской залежи можно уподобить распределению их в переходных зонах нефтяных залежей.

С 1976 г. Ачикулакская залежь, первая в Прикумском нефтегазоносном районе, находится в опытно-промышленной эксплуатации. Из нее извлечено более 1 млн. т нефти при начальном обводнении продукции около 45 % . Высокая степень разбуренности месторождения, комплексный геологический анализ, а также почти четырехлетний период эксплуатации позволили установить наиболее вероятную модель резервуара и залежи, разработать способы ее геометризации и подсчитать промышленные запасы нефти и растворенного газа с представлением их в ГКЗ СССР.

Отложения маастрихтского яруса представлены светло-серыми, почти белыми известняками с микрозернистой и пелитоморфной структурой. Породы представлены в основном карбонатами. Содержание примесей в виде глинистого материала редко превышает 10%. Матрица известняков имеет поры размером до 2 мкм. По данным исследований Г.А. Бабаляна, такие поры (и трещины) могут содержать только связанную воду. Этим и объясняется низкая, менее 0,01 *10^-3 мкм², проницаемость матрицы.

Эффективную емкость карбонатных пород образуют преимущественно трещины. В керне четко прослеживаются вертикальные и горизонтальные системы трещин, раскрытость которых достигает 40-50 мкм. Густота трещин неравномерна по площади и разрезу. Максимальная величина трещиноватости достигает 500 1 /м [4].

По промыслово-геофизическим данным установлено, что выделяемый в средней и нижней частях разреза маастрихтских отложений плотный прослой на значительных участках, обрамляющих залежь, и в ее центральной части утрачивает свойства экрана, образуются “проницаемые окна”. На этих участках при наличии вертикальной трещиноватости маастрихтские отложения Ачикулакского месторождения представляют единый гидродинамический резервуар. Кровля резервуара устанавливается по промыслово-геофизическим данным и соответствует уровню, ниже которого отмечается вторичная пустотность (трещиноватость). Поровое пространство резервуара имеет сложное строение, обусловленное неравномерной трещиноватостью пород, различной раскрытостью трещин и их проницаемостью [2, 4]. Все это находит отражение в характере насыщения коллектора. На основе комплексного анализа геологических, промыслово-геофизических, лабораторных данных и промысловых исследований, выполненных в филиале СевКавНИПИнефть, сделан вывод о том, что поры матрицы и трещины малой раскрытости непроницаемы для нефти. По всему разрезу карбонатной толщи они содержат связанную и свободную воду. Трещины повышенной раскрытости в пределах залежи содержат нефть и насыщены водой в законтурной части маастрихтского резервуара. В трещинах повышенной раскрытости нефть и вода дифференцируются и распределяются согласно плотностям. Граница раздела нефти и воды в общей совокупности трещин повышенной раскрытости определяет положение поверхности, отделяющей залежь от непродуктивной зоны преимущественно трещиноватого карбонатного резервуара. Таким образом, степень раскрытости трещин обусловливает дифференцированное насыщение пустотного пространства нефтью или водой, формируя нефтеводяную залежь. Этим и объясняется наличие нефти и воды на всех гипсометрических уровнях продуктивных отложений.

Соотношение нефти и воды в продукции скважин зависит от густоты и раскрытости трещин. Становится понятным тот факт, что при снижении нефтенасыщенности пород с глубиной по ряду эксплуатационных скважин, отрабатывающих нижние интервалы залежи, содержание нефти в продукции скважин возрастает. По-видимому, на этот участок разреза приходится большая доля трещин повышенной раскрытости. Такая модель коллектора и его насыщения согласуется с величиной нефтенасыщенности пород, которая впервые определена Г.А. Полосиным по данным промыслово-геофизических исследований для трещинного коллектора карбонатных пород Ачикулакского месторождения. Средняя нефтенасыщенность 0.24 или 24 % объема вторичных пустот. Эта величина отражает соотношение нефти и воды в трещинах маастрихтских отложений.

На рис. 1 показано, что залежь карбонатных пород смещена на юго-восточную периклиналь. Наклон залежи по гипсометрическим отметкам составляет 65 м. Смещение ее по горизонтали более 5 км. Некоторые исследователи объясняют это гидродинамическими условиями или общим развитием структуры и зон трещиноватости [21.

Пространственное размещение резервуара и залежи контролировалось в основном палеоструктурными условиями, о чем свидетельствует детальный палеоструктурный анализ развития верхнемелового структурного плана (рис. 2). В течение длительного времени, начиная с верхнемелового и кончая миоценовым, в юго-восточной части площади, в районе скв. 88, 91, 41, 114, палеосвод Ачикулакского поднятия устойчиво развивался. В верхнемеловое, палеоценовое, эоценовое и олигоценовое время он был расчленен на отдельные купола. В миоцене получает развитие единая структура. К началу плиоцена форма палеоструктуры в маастрихтских отложениях приблизилась к современной, а ее емкость была способна вместить современную залежь.

Распределение залежи нефти было подчинено палеоструктурному фактору, так как развитие палеосвода обусловило образование зон повышенной трещиноватости пород. Об этом свидетельствует распределение емкости вторичных пустот. По данным промысловой геофизики, наибольшие значения этого параметра установлены в районе скв. 88-106 (8,9-6,9%) и 45-114 (6- 5,5 %) -в районе древнего палеосвода. К этому же участку приурочено наибольшее и повышенное содержание нефти в продукции скважин. Сравнительно быстрое и значительное падение пластового давления в процессе эксплуатации залежи позволяет предположить, что зоны повышенной трещиноватости имеют ограниченное по площади распространение. Не исключено, что при падении давления до определенного уровня может произойти смыкание трещин, особенно трещин повышенной раскрытости, что приведет к снижению эксплуатационных показателей залежи.

В плиоценовое время произошла инверсия регионального наклона, в результате чего свод структуры сместился на 3,5 км к северо-западу, в район скв. 72, 76, 42. При этом объем ловушки уменьшился в 2,6 раза. Палеосводу в современном плане отвечает юго-восточная периклиналь Ачикулакского поднятия. Это привело к частичному перераспределению ранее сформировавшейся залежи нефти. Однако основной объем залежи остался в пределах палеоструктурной ловушки.

Задачи подсчета запасов и оптимальной разработки месторождения вызвали необходимость поиска новых способов геометризации резервуара и залежи.

Для определения границ продуктивного поля залежи и контура нефтеносности нами использованы данные нефтесодержания в продукции поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. В добываемом объеме жидкости по скважинам оно колеблется от нуля до 80 % и остается относительно стабильным в начальный период эксплуатации залежи. Интерполяция нефтесодержания по скважинам установила закономерное уменьшение его к периферийным участкам залежи. Экстраполяция этой закономерности позволила провести нулевую изолинию нефтесодержания, которая соответствует контуру нефтеносности залежи (рис. 4). Положение контура нефтеносности дополнительно контролировалось законтурными скважинами, в которых испытанием установлена водонасыщенность резервуара. Совмещение построенного контура со структурной картой кровли маастрихтского резервуара позволило определить его гипсометрическое положение по всему периметру залежи.

Пространственное положение подошвы залежи аппроксимируется как поверхность контакта, выше которой пласт нефтеводонасыщен, ниже - водонасыщен. Для построения такой поверхности использованы гипсометрические отметки контура залежи и результаты испытания скважин, по которым получены притоки нефти с водой и пластовой воды. По скважинам, в которых испытаны продуктивная и водонасыщенная части резервуара, гипсометрическая отметка условного контакта рассчитывалась как средняя величина интервала неопределенности. Интерполяция отметок контура нефтеносности и отметок контактов, установленных по скважинам, позволила определить положение подошвы залежи в любой точке продуктивного поля и построить карту вероятной поверхности нефтеводяного контакта (рис. 5). Контакт имеет чашеобразную форму, что иллюстрируется геолого-геофизическим профилем II-II (рис. 3).

Последующее построение карты нефтенасыщенных толщ как основы для подсчета запасов и рационального размещения эксплуатационных скважин производилось посредством интерполяции значений толщин резервуара от построенной поверхности контакта до кровли коллектора (за вычетом интервалов уплотненных прослоев) в пределах построенного контура нефтеносности.

1. Для расшифровки особенностей строения и пространственного размещения нефтеводяных залежей необходимо проводить комплексный анализ геологических, промыслово-геофизических, промысловых и лабораторных данных с обязательной увязкой всех полученных результатов.

Для изучения распространения вероятных зон трещиноватости пород как признака наличия ловушки, благоприятной для скопления залежей в карбонатных породах, целесообразно проводить детальный палеотектонический анализ с определением объема ловушки в разные периоды геологического развития структуры. Результаты анализа можно использовать так же, как дополнительный признак поиска залежей на соседних структурах, куда может мигрировать избыточная нефть.

При геометризации полезных объемов нефтеводяных залежей, в частности при построении контуров нефтеносности и поверхностей нефтеводяных контактов, для целей подсчета запасов и разработки залежей следует использовать закономерности изменения эксплуатационных показателей залежей.

1. Геология нефти и газа Западной Сибири /А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М., Недра, 1975.
2. Горкушин А.С, Найденова Л.А. Некоторые аспекты поисков и разведки залежей нефти в верхнемеловых отложениях Восточного Ставрополья. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1978, № 12. с. 17-22.
3. Ликов А.Г., Чепак Г.Н., Шапошников В.М. Особенности строения залежей нефти в карбонатных породах верхнего мела Прикумского нефтегазоносного района. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1980, № 5, с. 18-20.
4. Маастрихтские отложения Восточного Ставрополья / И.А. Бурлаков, М.С. Плотников, Г.А. Полосин, Ю.Е. Старченко. - Геология нефти и газа, 1978, № 6, с. 66-70.
5. Рациональный комплекс геолого-геофизических методов подсчета запасов и разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах / И.Е. Постникова, В.Г. Постников, Н.Г. Пыхова и др. - Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ,1979, с. 47.

1 - изогипсы кровли резервуара, м: 2 -контур нефтеносности; 3 - скважины; I-I, II-II - линии профилей

1~к началу палеогена; 2 -к началу среднего эоцена; 3 - к началу майкопского времени; 4 - в олигоценовое время; 5 -к началу среднего миоцена; 6 - к началу верхнего миоцена; 7 -к началу плиоцена; 8 - современный

Интервалы перфорации, из которых получены притоки: 1-нефти с водой, 2 - воды