К оглавлению

УДК 553.98:532.311.8.001.33

Классификация нефтяных залежей по наличию аномально высоких и повышенных пластовых давлений

Г. С. СТЕПАНОВА, Б. В. ФИЛИППОВ, В. В. ЖУСТАРЕВ (ВНИИ)

С переходом разведочных работ на большие глубины перед нефтяниками встала проблема прогнозирования АВПД и повышенных пластовых давлений (ППД) вскрываемых залежей, поскольку при пластовых давлениях свыше 50 МПа прямые измерения с помощью глубинного манометра не всегда возможны. Существующие геофизические и сейсмические методы прогнозирования АВПД и ППД наиболее эффективны для глинистых пород-покрышек, но в подсолевых отложениях и в карбонатах они также не всегда надежны.

Определение наличия или отсутствия АВПД и ППД позволит, с одной стороны, предотвратить выбросы и аварийное фонтанирование скважин, а с другой - проводить бурение промывочным раствором малой плотности и, следовательно, свести к минимуму глинизацию призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта.

В настоящей статье сделана попытка установить зависимость между пластовым давлением и составом пластовой смеси в нефтяных залежах с целью диагностирования АВПД и ППД по первой и, возможно, единственной отобранной из разведываемой залежи пробе пластового флюида.

Учитывая, что плотность пластовой воды в среднем для месторождений СССР равна 1,07 г/см3, было принято, что ППД составляет от 1,15 до 1,3 условного гидростатического давления, а АВПД соответственно более 1,3.

Как известно, давление - один из важнейших факторов термодинамического состояния углеводородных систем. На этом основании выдвинуто предположение о возможности практического использования сведений о различиях составов пластовых флюидов, обусловленных воздействием АВПД или ППД, с целью прогнозирования последних.

Предполагалось, что информативными должны быть наиболее легкие, а также тяжелые углеводородные компоненты нефтяных залежей. Первые из них (метан, этан), а также газовый фактор, вероятно, с учетом глубины нахождения залежи отражают герметизирующие свойства покрышек, которые играют важную роль при сохранении АВПД или ППД. Выход фракций до 200 °С и пластовая температура должны в значительной мере характеризовать химические превращения в залежи, способствующие возникновению АВПД или ППД.

Были рассмотрены материалы по 44 нефтяным месторождениям, среди которых 22 характеризовалось наличием АВПД, а 22 - его отсутствием. Указанные месторождения относятся к различным нефтегазодобывающим районам СССР и охватывают стратиграфический интервал от девонских до третичных отложений включительно.

Математический анализ данных показал, что распределение АВПД в нефтяных залежах в достаточной мере определяется при одновременном рассмотрении шести признаков:

где G - газовый фактор нефтяной залежи до начала разработки, м3/т; Г - глубина залегания кровли продуктивного горизонта в своде поднятия, км; С1 - содержание метана в газе, растворенном в нефти, %; С2 - содержание этана в газе, растворенном в нефти, %; Ф200 - выход нефтяных фракций до 200 °С; %; tпл- пластовая температура, °С.

Основные исходные данные и результаты расчетов на ЭВМ с использованием главных компонент приведены в табл. 1. Формулы главных компонент имеют вид.

Графическая интерпретация полученных материалов изображена на рисунке.

Как показано на рисунке, метод главных компонент позволяет установить весьма четкую границу между зонами, характеризующимися наличием и отсутствием АВПД. Так, зона отсутствия АВПД очерчена фигурой конусообразного вида с координатами АВСА, наличия АВПД - фигурой ACBEFDA. Исключение составляют месторождения Танява и Озек-Суат, которые не вписываются в зону АВСА, хотя и характеризуются отсутствием АВПД, Следует отметить, что первое месторождение отличается аномальным содержанием СO2 (31,4%), а второе - повышенной пластовой температурой.

Зона АВСА по величинам Рпл/Ргидр распадается на две области: одна из них ACU1A характеризуется значениями Рпл/Ргидр, которые не превышают единицы, другая BCU1B - величинами более единицы, но находящимися на рубеже с минимальными значениями ППД. Интересно отметить, что в первой области находятся залежи с высоким (до 300 м3/т) газовым фактором. При этом плотность дегазированной нефти имеет низкие показатели, а содержание растворенного в нефти метана не превышает 47,3%, хотя неуглеводородные компоненты практически отсутствуют.

В области BCU1B газовый фактор невелик и достигает иногда 94,7 м3/т. При этом содержание растворенного в нефти метана возрастает до 85,8 %, что позволяет предполагать диффузионное поступление его в залежь из глубинных разломов. В этой области наблюдается и увеличение плотности дегазированной нефти.

В зоне с АВПД газовый фактор может достигать больших значений (свыше 300-600 м3/т) при среднем содержании растворенного в нефти метана. По величине G/Ф200 вся зона распадается на три области. Область ВСНЕВ характеризуется минимальными величинами G/Ф200 (1-6) и представляет залежи с АВПД, имеющими неотектоническую природу; ADGKHCA-занимает промежуточное положение по показателям G/Ф200 (7-9) и может классифицироваться как область проявления гидродинамических факторов, образующих АВПД. Максимальными значениями G/Ф200 (10-15) отличается область DGKHEFD, в которой АВПД, по-видимому, имеют химическую природу (см. табл. 1), обусловленную высокими значениями термобарических параметров.

Полученная классификация проверялась на семи месторождениях с АВПД, которые не участвовали в программе обучения. Результаты вычислений главных компонент по этим месторождениям приведены в табл. 2.

На рисунке показано, что все семь месторождений попали в зону АВПД. При этом подтвердилось наличие всех выделенных областей, особенно с высокими термобарическими параметрами.

На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы.

1.     Пластовые нефти залежей с АВПД и без него различаются по составу, что позволяет оценивать объекты относительно наличия или отсутствия АВПД.

2.     Применение метода главных компонент позволило выделить три генетические группы нефтяных залежей с АВПД с преобладанием факторов: а) неотектонического, б) гидродинамического, в) химического.

Поступила 8/VII 1982 г.

 

Таблица 1 Исходные данные и результаты расчетов по методу главных компонент

Месторождение

Возраст продуктивных отложений

Рпл/Ргидр

U1

U2

Спасское

Мендымский

0,88

2,74

0,59

1,82

12,32

2,68

8,36

+ 1,210

-0,176

Анастасиевско-Троицкое

VI

1,02

2,97

0,93

1,95

19,20

6,14

12,8

+0,456

+0.132

Северный Сох

VIII

1,06

3,49

0,40

1,95

18,02

2,07

10,1

+ 1,159

-0,043

Северный Риштан

XVI

0,83

7,70

0,50

1,50

25,08

1,63

4,94

+ 1,617

-0,459

Озек-Суат

IX

1,05

1.44

0,51

1,82

19,20

7,17

25,6

-0,087

+1,131

Узень

XIII

1,11

3,79

0,35

2,15

27,26

2,55

15,66

+0,727

+0,404

Речицкое

Семилукско-бурегский

1,04

1,81

0,52

2,08

11,7

3,44

13,65

+0,802

+0,111

Прилуки

Визейский

0,97

1,0

0,29

1,09

17,55

3,44

13,0

+ 1,215

+0,736

Леляковское

П1

1.01

2,9

0,44

1,57

13,16

2,02

7,05

+ 1,473

-0,125

»

К1

0,98

2,72

0,35

1,55

12,48

1,63

7,20

+ 1,511

-0,129

Тунгор

XX

0,89

3,44

0,69

2,30

13,92

2,78

9,28

+0,946

-0,357

Ключевское

XX

1.03

2,71

0,60

1,73

15,50

3,45

10,0

+ 1,071

+0,047

Бахметьевское

Намюрский

1,0

3,52

0,33

2,90

13,30

1,25

11,02

+0,931

-0,423

Жирновское

Верхнебашкирский

0,91

3,65

0,38

1,20

12,70

1,66

5,25

+1,743

-0,187

Шляховское

Воробьевский

1,0

2.93

0,64

2,88

16,50

3,69

16,50

+0,310

-0,030

Зимовское

VI

1,05

2,11

0,49

1,22

16,0

3,79

9,35

+ 1,268

+0,307

Соколовогорское

VII

0,85

3,0

0,80

1,89

15,0

4,40

9,50

+0,917

-0,139

Колотовское

Тульский

0,95

3,54

0,86

2,07

14,85

3,63

8,80

+0,896

-0,341

Мичаюсское

1в

0,99

1,99

0,46

1,62

14,52

3,38

11,90

+1,055

+0,249

Усинское

Фаменский

1,02

0,83

0,15

0,78

9,50

1,75

9,12

+ 1,747

+0,421

Ахтырско-Бугундырское

IV

1,08

3,12

0,61

1,76

20,06

3,89

11,20

+0,917

+0,170

Танява

Менелитовый

1,12

2,74

2,48

3,86

13,02

11,35

17,70

- 1,452

-0,755

Бориславское

»

1,33

2,67

0,9

2,80

13,86

4,9

15,2

+0,204

-0,170

Оровское

»

1,34

2,68

1,0

3,30

15,0

5,7

18,5

-0,249

-0,156

Уличнянское

»

1,23

3,42

1,30

3,85

14,10

5,3

15,8

-0,373

-0,689

Струтынское

»

1,47

3,89

0,76

2,55

18,0

3,5

11,8

0,603

-0,292

Ольховское

 

1,28

2,08

0,67

3,60

13,60

4,4

23,2

-0,353

+0,049

Гвизд-Старуня

 

1,63

3,85

0,80

2,92

13,90

2,0

10,6

+0,635

-0,580

Северо-Крымское

XVI + XVII

1,68

5,74

0,96

1,20

28,8

4,8

6,0

+1,150

-0,027

Калужское

II

1,24

3,32

1,10

2,60

22,6

7,4

17,5

-0,189

+ 0,194

Малгобек-Вознесенское

Верхний мел

1,77

2,75

0,70

2,46

22,1

5,6

19,9

+0,036

+0.445

Эльдаровское

То же

1,66

2,21

0,80

3,05

19,9

7,3

27,5

-0,738

+0,633

Хаян-Корт

»

1,77

3,78

1,90

3,55

22,3

11,3

21,0

- 1 ,340

-0,633

Брагунское

»

1,72

2,32

1,07

3,30

18,0

9,0

27,9

-1,084

+0,473

Заманкульское

»

2,74

2,15

0,36

1,0

35,6

6,0

16,0

+0,730

+ 1,340

Старогрозненское

»

2,03

3,02

1,14

3,90

21,0

8,0

27,0

- 1,161

+0,215

Карабулак

»

1,70

4,70

1,05

3,0

21,8

4,9

14.0

+0,140

-0,326

Избаскент

IX

1,49

1,85

0,35

1,94

17,2

3,3

18,0

+0,715

+0, 584

Долина

Менелитовый

1,70

4,0

0,94

2,86

16,8

4,0

12,0

+0,412

-0,444

Битков

»

1,42

3,30

1,0

2,80

12,7

3,8

10,8

+0,508

-0,542

Новодмитриевское

Кумский

1,28

2,70

0,95

2,70

18,9

6,6

18,9

-0,136

+0,227

Горячий Ключ

I

1,19

3,17

0,90

2,30

21,8

6,2

15,7

+0,190

+0.225

Избаскент

VII

1,15

1,80

0,33

1,70

18,0

3,4

17,2

+0,800

+0,641

Ахловское

Верхний мел

1,80

1,63

0,43

1,81

22,8

6,0

25.2

+0,060

+ 1,185

 

Таблица 2 Результаты расчетов главных компонент по контрольным залежам

Месторождение

Глубина, км

Р, МПа

t, С

G, м3/т

С1, %

С2, %

Ф200

U1

U2

Кюрсангя

3,55

54,0

83

297

87,3

5,60

40

-0,169

-0,505

Правобережное

4,88

89,0

170

250

64,8

15,85

29

-0,870

+0,909

Минеральное

4,97

83,0

187

359

66,6

17,65

40

-0,834

+0,782

Северное Минеральное

5,11

81,0

180

360

66,6

14,70

33

-1,130

+0,724

Червленное

5,24

94,6

175

260

60,4

15,40

46

+0,414

+1,474

Тенгиз

4,05

84,5

105

603

52,5

10,37

46

-0,484

-0,646

Андреевское

5,61

69,0

180

427

68,3

13,34

42

- 1,100

+0,524

 

Рисунок Диагностика нефтяных залежей с АВПД и без АВПД.

Нефтяные залежи:1 - без АВПД, 2 - с АВПД, 3 - контрольные (КЮ - Кюрсангя, Т - Тенгиз, Ан - Андреевское, М - Минеральное, Пр - Правобережное, СМ - Северное Минеральное, Ч - Червленное)