УДК 553.98:550.812.003.13(574.14)

Методика поисков и разведки залежей нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах

На примере Южного Мангышлака.

А.И.ТИМУРЗИЕВ (Мангышлакнефть)

Во многих нефтегазоносных районах страны освоение залежей УВ в сложных объектах (бажениты, доманикиты, карбонатные толщи и др.) связано с определенными трудностями. Независимо от литолого-петрографических особенностей пород (терригенно-карбонатные, вулканогенно-осадочные, метаморфические, магматические) коллекторы этих объектов характеризуются рядом специфических признаков, позволяющих объединить их под общим названием низкопроницаемые. Под низкопроницаемыми в нашем случае понимаются коллекторы, межзерновая проницаемость которых не превышает 0,1*10^-3 мкм² , а общая является фактически трещинной.

Практика работ с низкопроницаемыми коллекторами [2, 3, 5] свидетельствует об отсутствии строгих связей между продуктивностью скважин и их гипсометрическим положением. Низкие значения емкостно-фильтрационных параметров коллекторов, анизотропия проницаемости, локальное развитие и вторичные изменения, латеральная и вертикальная неоднородность, сложные морфологические соотношения резервуаров со структурными ловушками и другие особенности низкопроницаемых коллекторов требуют специального подхода к поискам и разведке связанных с ними залежей УВ. Экономическая эффективность работ на объектах подобного типа значительно ниже, чем на традиционных объектах порового типа. В этих условиях отсутствие обоснованной методики работ приводит к неоправданным затратам средств и времени. Теоретические же основы для выработки такой методики есть.

В настоящей работе делается попытка усовершенствования методики поисков и разведки залежей УВ в низкопроницаемых коллекторах, развиваемой в работах [1, 4]. Предлагаемая методика учитывает особенности механизма формирования и закономерности пространственной ориентировки трещин и разрывов различных генетических типов, возникших в процессе развития тектонических структур.

Как известно из теории деформаций, существующая сеть трещин и разрывов (в том числе и новейших) является следствием разрядки тектонических напряжений. Независимо от масштаба дизъюнктивных нарушений последние в пределах одних систем характеризуются сходным типом деформаций. В природе существуют два типа трещин и разрывов: скалывания и отрыва, возникающие соответственно в поле сжимающих и растягивающих усилий. Поскольку образование трещин отрыва связывается только с максимальными растягивающими нормальными напряжениями, а трещин скалывания - с касательными напряжениями, первые следует считать раскрытыми на глубине и эффективными для фильтрации флюидов при формировании залежей и их вскрытии скважинами.

Для трещинной проницаемости и фильтрации флюидов в трещинной среде ведущая роль раскрытия трещин определяется формулой трещинной проницаемости (Е.С. Ромм, 1962 г.)

где b - раскрытость трещин; l - протяженность трещин; S - площадь шлифа; А - численный коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в рассматриваемых образцах горных пород.

Из формулы следует, что густота трещин, входящая в формулу трещинной проницаемости и определяемая выражением (С – численный коэффициент), существенно не влияет на величину трещинной проницаемости. Так, увеличение густоты трещин в 2 раза приводит к повышению проницаемости в 2 раза, в то время как увеличение раскрытия в 2 раза улучшает трещинную проницаемость в 8 раз. Учитывая определяющую роль влияния трещинной проницаемости на формирование притока скважины, а также незначительные колебания густоты трещин в пределах площади (величина одного порядка) (По результатам описания шлифов (Л.П. Гмид) плотность открытых трещин на площади Оймаша изменяется от 26-29 до 35-39 1/м по скв. 11, 13, 17 и от 25-43 до 52-97 1 /м по скв. 12, 18. Близкие величины открытой пористости отмечаются и по другим площадям: Нармаул, скв. 24 - 45-70 1/м; Южный Жетыбай, скв. 28 - 90 1/м. Таким образом, колебания густоты открытых трещин независимо от литологического состава, категории скважин (продуктивные, непродуктивные) и тектонических зон не выходят за пределы одного порядка.), раскрытость трещин следует считать важнейшей характеристикой, определяющей неоднородность фильтрационных свойств пород-коллекторов. Закономерности пространственной ориентировки открытой трещиноватости (трещин отрыва) формируют анизотропию трещинного коллектора и определяют направление вектора фильтрации флюидов в пласте.

Решающая роль и наглядность описываемого механизма образования залежей УВ проявляются в условиях трещинных коллекторов, где каналы миграции и резервуары нефти и газа совмещены в одном объеме породы и локализованы в ограниченной зоне разрыва. В низкопроницаемых породах генетический тип трещин и разрывов растяжения (отрыва) определяет механизм формирования вторичных коллекторов (дислокационный и гидрохимический эпигенез) и интенсивность его проявления (ширина зоны трещиноватости, раскрытость трещин, масштабы выщелачивания), контролируя в конечном счете морфологию резервуара и залежей УВ и их пространственно-азимутальные соотношения со структурой площади.

Предлагаемая методика и последовательность работ по прогнозированию зон развития вторичных коллекторов и залежей УВ сводятся к следующему.

В контуре перспективной площади выделяется трещиноватость, обусловленная новейшими деформациями. При отсутствии обнажений и возможности изучения трещиноватости коренных пород прямыми полевыми наблюдениями, что характерно для платформенных территорий, с достаточной эффективностью применяется геоморфологический метод изучения трещиноватости (метод анализа линеаментов). Результаты анализа линеаментов [6] показали, что картируемая повсеместно на Мангышлаке мегатрещиноватость пород (линеаменты, дешифрируемые на аэрофотоснимках и выделяемые на топокартах) ортогональной (азимуты максимумов 340-350° и 280-290°) и диагональной (азимуты максимумов 50-70° и 300-320°) систем отображает поверхностное проявление сколовых нарушений. По данным об ориентировке систем сопряженных сколовых трещин и разрывов восстанавливается положение осей максимальных сжимающих и растягивающих напряжений. Биссектрисы углов, образованных сопряженными плоскостями трещин, служат векторами осей сжатия и растяжения. Согласно теории деформаций (И.С. Гарбер и др., 1969 г.), формирование трещин отрыва происходит вдоль оси максимальных главных нормальных сжимающих напряжений, являющейся биссектрисой острого угла пары сопряженных сколовых трещин.

Таким образом, проблема поисков и разведки залежей УВ в низкопроницаемых коллекторах сводится фактически к определению в пределах структуры осей напряжений сжатия и растяжения, обусловленных новейшими деформациями. В соответствии с этим вводимые в бурение структуры опоисковывают в первую очередь вдоль осей (независимо короткая или длинная), параллельных вектору максимальных главных нормальных сжимающих напряжений. Ширина зоны разрыва растяжения контролируется амплитудой (крутизной) структуры и при близких значениях деформирующих напряжений (в пределах одного района) может прогнозироваться.

Предлагаемые примеры иллюстрируют основной вывод автора о формировании резервуаров и залежей нефти и газа вдоль оси структуры, параллельной вектору максимальных сжимающих напряжений новейшего времени и совпадающей с зоной разрыва растяжений.

1. Месторождение Тасбулат приурочено к южной антиклинальной линии Жетыбай-Узеньской тектонической ступени. По кровле продуктивного горизонта T₂-IV среднего триаса размер поднятия 10X2,5 км, амплитуда 500 м. Структура ориентирована в северо-западном направлении (280-290°), подчиняясь простиранию структуроформирующих разломов, осложняющих ее крылья (рис. 1, А). В пределах площади установлена продуктивность юрской терригенной и триасовой карбонатной толщ. Для триасовой залежи (T₂-IV) определен трещинно-каверновый тип коллектора. Положение продуктивных скв. 10, 27 (в своде структуры) и скв. 19 (на ее периклинали) с непромышленным притоком позволяет предполагать развитие локальной зоны с улучшенными коллекторскими свойствами вдоль длинной оси структуры. Отсутствие притоков пластовых флюидов в крыльевых скв. 11, 16, 26 резко ограничивает ширину предполагаемого резервуара до 1 км. В пользу этого свидетельствуют и результаты интерпретации сейсмических материалов, позволившие выделить линейную зону разуплотнения (по ухудшению качества отражений сейсмических горизонтов) в сводовой части структуры.

Таким образом, двумя независимыми методами (анализ геолого-промыслового и сейсмического материала) на площади Тасбулат намечается положение резервуара, осложняющего гребень структуры по длинной оси (азимут простирания 280-290°).

Результаты апробации предлагаемой методики на площади Тасбулат по выделению зоны разрыва растяжения демонстрируются на рис. 1, А. Построенный на линеаментных трещинах сколового характера эллипсоид деформаций позволил восстановить положение в пространстве осей сжатия и растяжения новейшего времени. Из рисунка следует, что ось максимальных сжимающих напряжений , с простиранием которой связывается формирование локальной зоны трещин отрыва, ориентирована в северо-западном направлении (280°) и совпадает с простиранием длинной оси структуры.

2. Месторождение Южный Жетыбай представляет собой антиклинальное поднятие ограниченное разрывным нарушением (см. рис. 1, Б). По кровле продуктивного горизонта В (средний триас) размер структуры 14X2 км при амплитуде чуть более 700 м. Образуя единую антиклинальную линию со структурой Тасбулат, Южно-Жетыбайское поднятие сохраняет общее для всей Жетыбай-Узеньской ступени северо-западное простирание (азимут 280 - 290°).

На месторождении установлена нефтегазоносность юрской и триасовой продуктивных толщ. Для триасовой залежи В (трещинно-каверновый тип коллектора) определена морфология пластового резервуара (см. рис. 1, Б), представляющего собой узкую зону (шириной не более 750 м) увеличенных нефтегазонасыщенных мощностей. Резервуар залежи В ориентирован согласно простиранию структуры и подчеркивает положение на структуре зоны разрыва растяжения. В соответствии с ограниченной шириной предполагаемой зоны находится и продуктивность скважин. Скважины с фонтанными и непромышленными притоками расположены в осевой зоне разрыва растяжения, а крыльевые, незначительно удаленные от границ этой зоны, в том числе попавшие в зону основного разлома (скв. 30, 31, 19) и характеризующиеся эффективными мощностями до 80 м (скв. 29), непродуктивны.

Таким образом, для примера с Южным Жетыбаем формирование зоны разрыва растяжения и вторично наложенного резервуара вдоль длинной оси структуры (При восходящих движениях разрыв происходит по гребню структуры, максимально подверженному растягивающим усилиям.) закономерно связано с новейшим планом деформаций, определившим образование диагональной пары сколовых трещин (расположенных симметрично относительно оси ) и зоны отрывных трещин, параллельных оси максимальных сжимающих напряжений (см. рис. 1, Б).

Близкие условия новейших деформаций и структурные особенности месторождений Южный Жетыбай и Тасбулат, а также универсальный характер механизма формирования трещин предполагают единый план соотношений структур и зон разрывов растяжения для всех локальных поднятий Южного Мангышлака, имеющих общемангышлакское (северо-западное) простирание.

Приведенные примеры, подтверждающие основные выводы методики, могут показаться неубедительными, а совпадение зоны разрывов растяжения с длинной осью структуры можно объяснить другими причинами. В связи с этим считаем необходимым продолжить обоснование рассматриваемой методики, но уже на примерах месторождений, имеющих поперечную (северо-восточную) ориентировку длинных осей.

3. Северо-Ракушечное месторождение расположено в пределах Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий и связано со структурой северо-восточной ориентировки, осложненной крупноамплитудным (200-400 м) нарушением (рис. 1, В). По кровле продуктивного пласта А (средний триас) размеры поднятия 8X4 км при амплитуде 190 м. На площади установлена нефтегазоносность отложений среднего триаса (залежи А и Б), определена морфология пластового резервуара, представляющего собой зону увеличенных нефтегазонасыщенных мощностей каверновых коллекторов северо-западного простирания (азимут длинной оси 300-320°), Выделяется дополнительная ось северо-восточного простирания, имеющая подчиненное значение. Длинная ось резервуара ориентирована поперек простирания структуры и связана с зоной разрывов растяжения новейшего времени. Положение продуктивных скважин контролируется морфологией этой зоны, имеющей в поперечнике до 2,5 км.

Анализ линеаментов позволил выделить на Северо-Ракушечном месторождении две пары сопряженных систем трещин. Азимуты простирания трещин первой пары 280°, 350°; второй 60-70°, 310-320°; для обеих систем величина острого угла пары трещин составляет 70°, а угол скола - 35°, Для каждой пары систем сопряженных трещин построены эллипсоиды деформаций и восстановлены оси максимальных главных нормальных напряжений, что позволило выделить теоретические зоны разрывов растяжения. Азимут простирания их 280° и 315° соответственно. При двух вариантах формирования зоны разрывов растяжения реализуется тот из них, который предполагает образование прямого (близкого к прямому) угла между осью разрыва и осью структуры, что объясняется анизотропией свойств горных пород. Таким образом, в условиях Северо-Ракушечного месторождения (азимут простирания длинной оси 60-70°) формирование зоны разрывов растяжения происходило в направлении 315°.

4. Аналогичны построения и на месторождении Оймаша, где выделяемая нами зона разрывов растяжения имеет простирание 315° и со смещением по линии северо-восточного сбросо-сдвига проходит через своды локальных поднятий поперек длинной оси структуры.

Во всех рассмотренных примерах осевая линия вторично-наложенных резервуаров трещинно-каверновых коллекторов проходит через гребни структур и совпадает с зоной разрывов растяжения новейшего времени, имеющих постоянную для структур Мангышлака северо-западную ориентировку (азимут 280° и 315°). Скачок в 35°, равный углу скалывания (Закономерно связан с простиранием триасовых 300-320°) и юрских (270-290°) структурных линий.) (величина постоянная для района), объясняется различной ориентировкой структур Жетыбай-Узеньской ступени (280- 290°) и Песчаномысско-Ракушечной зоны (60-70°), локальным перераспределением региональных напряжений в пределах активизированных структур и приспособлением зоны разрыва растяжения (в силу анизотропии свойств горных пород) к одной из ближних осей структуры.

Таким образом, приведенные примеры показывают, что независимо от ориентировки структуры и ее длинной оси формирование резервуара и залежей УВ подчинено не древнему (структурному), а новейшему плану деформации и, в частности, господствующему простиранию разрывов растяжения (отрыва).

Как было отмечено, ширина зоны разрыва растяжения контролируется амплитудой (крутизной) структуры. Продемонстрируем, как практически можно ее прогнозировать. По известным месторождениям коэффициент растяжения определяется как величина произведения амплитуды структуры по продуктивному пласту на ширину залежи. Вычисляется его среднеарифметическое значение и по отношению последнего к амплитуде перспективной структуры определяется ширина предполагаемой зоны разрыва растяжения (и соответственно залежи). Этот несложный расчет позволяет в первом приближении оценить площадь нефтегазоносности, а при наличии данных об эффективной мощности и коллекторских свойствах продуктивного пласта и ориентировочные запасы УВ залежи.

Пример расчета коэффициента растяжения Кр для месторождений триаса Южного Мангышлака.

Формула расчета , где А - амплитуда структуры, м;- ширина залежи (зоны разрыва растяжения), м.

Месторождение Южный Жетыбай, залежь В (средний триас): А=700 м, =750 м, Кр=0,525 км².

Месторождение Тасбулат, залежь горизонта T₂-IV (средний триас): А=500 м,=1000 м, Кр=0,5 км².

Месторождение Северо-Ракушечное залежь А (средний триас): А=190 м, =2500 м, Кр=0,475 км².

Среднеарифметическое значение Кр для триасовых залежей Южного Мангышлака 0,5 км², формула расчета

Зависимость ширины залежи (зоны разрыва растяжения) от амплитуды структуры (рис. 2) описывается экспоненциальным законом и в пределах значений амплитуд структур от 150- 200 до 1000 м позволяет достаточно надежно оценивать ширину залежи.

Связь эта, несомненно, имеет более сложный характер, и ширина зоны разрыва растяжения при прочих равных условиях определяется главным образом крутизной структуры и величиной деформации сжатия. В свою очередь, крутизна структуры выражается отношением амплитуды к расстоянию между замками структур по нормали к оси сжатия

Таким образом, крутизна структуры выражается величиной тангенса угла наклона складки и может быть определена через заложение горизонталей

где H₁ - H₂ - разница отметок структурной поверхности, а - расстояние между точками H₁ и H₂ (по нормали). В соответствии с этим ширина зоны разрыва растяжения тем больше, чем меньше крутизна структуры:

где k - коэффициент пропорциональности.

При асимметричной складке

где R₁, R₂ - крутизна структуры по обеим крыльям.

Коэффициент пропорциональности k можно определить по известным месторождениям по формуле

где - ширина залежи.

Расчет, проведенный по месторождениям Южный Жетыбай, Тасбулат, Северо-Ракушечное, показал, что величина k изменяется от 0,125 до 0,168 км и в среднем составляет 0,15 км. Исходя из расчетной величины k пo известным залежам прогнозируется ширина зоны разрыва растяжения (залежи) новейшего времени по перспективным площадям. Определение величины двумя методами и их сопоставление показывают близкий порядок расчетных цифр, при этом метод расчета с учетом крутизны структуры более точен и может быть использован в качестве основного. Второй метод - контрольный.

Использование предлагаемой методики позволяет значительно повысить эффективность поисков и разведки залежей УВ путем бурения скважин вдоль осей структур, а также антиклинальных линий и структурных зон, совпадающих с локальными и региональными зонами разрывов растяжения новейшего времени. В первом случае исключается бурение непродуктивных скважин, во втором - опоисковывание непродуктивных структур. Выделение зоны разрыва растяжения вдоль одной из осей структуры исключает необходимость опережающего бурения поперечного профиля скважин при оконтуривании залежи. В таком случае минимальная экономия составит две скважины на площадь при профильном варианте разбуривания. Учитывая, что площади структур могут быть значительны, разбуривание их по профилям, совпадающим с зоной разрыва растяжения, с последующим изучением структуры вкрест от известного (с шагом, ограниченным шириной зоны разрыва) приведет к заметному снижению количества непродуктивных скважин, в особенности на объектах со сложным строением коллекторов. Предлагаемая методика является универсальным инструментом при поисках и разведке залежей УВ в низкопроницаемых коллекторах. С одинаковым успехом ее можно использовать в платформенных и геосинклинальных областях, для локального и регионального прогноза нефтегазоносности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Махутов K.А., Нугманов Я.Д., Тимурзиев А.И. К методике поисков залежей УВ в доюрских отложениях Мангышлака.- В кн.: Нефтегазогеологическое районирование Южно-Каспийской впадины. Тезисы совещ. Баку, 1982,с. 77-79.

2. Новые данные о геологии и нефтегазоносности Песчаномысского свода (Южный Мангышлак) / Л.П. Дмитриев, Д.С. Оруджева, В.П. Паламарь и др.- Геология нефти и газа, 1982, № 3, с. 21-23.

3. Опыт комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов для прогнозирования зон развития вторичных коллекторов в доюрском разрезе Мангышлака / Л.П. Дмитриев, И.У. Муратов, В.В. Козмодемьянский и др.- Геология нефти и газа, 1984, № 1, с. 28-32.

4. Паламарь В.П., Попков В.И., Рабинович А.А. К методике поисков залежей УВ в доюрском разрезе Южного Мангышлака.- Труды КазНИПИнефть. Гурьев, 1982, вып. 9, с. 3-7.

5. Пьянков Б.П., Ибрагимова Т.А. Распределение продуктивности скважин баженовского горизонта по площадям месторождения Большой Салым.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, нов-сер., 1982, вып. 56, с. 3-5.

6. Тимурзиев А.И. Структурно-тектонический анализ мегатрещиноватости Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий (Мангышлак).- Изв. вузов. Сер. геол. и разв., 1983, № 7, с. 133-137.

Поступила 16/IV 1984 г.

Рис. 1. Примеры выделения зоны разрыва растяжения новейшего времени по месторождениям Южного Мангышлака.

Месторождения: А - Тасбулат, Б - Южный Жетыбай, В - Северо-Ракушечное. 1 - изогипсы продуктивных горизонтов среднего триаса, м; 2 - разрывные нарушения по сейсморазведке МОГТ; 3 - зона разрыва растяжения новейшего времени; 4 - зона разуплотнения по материалам сейсморазведки МОГТ (К. Махутов, 1984 г.); 5 - мегатрещиноватость (линеаменты); 6 - изолинии эффективных мощностей, м; скважины: 7 - продуктивные (а - действующие, б - ликвидированные по техническим причинам), 8 - ликвидированные (а - с непромышленными притоками, б - непродуктивные)

Рис. 2. График зависимости ширины зоны разрыва, растяжения () от амплитуды структуры (А)

1 - точки наблюдения (месторождения): а - Северо-Ракушечное, б - Тасбулат, в - Южный Жетыбай; 2 - расчетные точки