К оглавлению

УДК 552.578.2.061.4:622.243.245 (470.13)

Петрофизические свойства и результаты испытания пород-коллекторов севера Тимано-Печорской провинции

Ю. В. СЕМЕНОВ (АО ВНИГНИ), В. В. БОГАТЫРЕВ (КТЭ ПГО Архенгельскгеология)

Терригенно-карбонатные и карбонатные отложения нижней перми и карбона северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции представлены известковистыми алевролитами, мергелями и известняками различных типов (органогенные, органогенно-обломочные, детритовые и т. д.). Мощности рассматриваемых пород и их литологический состав изменяются как в региональном плане, так и в пределах отдельных тектонических зон. При этом выясняется, что именно литологические особенности пород активнее, чем другие, повлияли на площадную и вертикальную зональности в распределении залежей УВ различных типов.

Рассмотрим петрофизические свойства различных пород-коллекторов указанного комплекса по ярусам и характер притоков из них для выявления зависимости влияния указанных свойств на результаты испытания скважин.

В пределах исследуемого региона седиментация в каменноугольно-раннепермское время характеризовалась постепенной сменой лагунных фаций карбонатными, карбонатно-терригенными и терригенными к началу кунгурского века. В связи с этим наиболее чистые известково-доломитовые разности накапливались в позднекаменноугольное и ассельско-сакмарское время. Обстановка седиментации обусловила развитие и формирование в зонах современных валов (Шапкина-Юрьяхинский, Лайский) чистых карбонатов с реликтовой органогенной структурой и содержанием нерастворимого остатка от 1 до 5 %. В то же время в Хорейверской впадине накапливались глины, мергели и глинистые микродетритовые известняки с содержанием нерастворимого остатка 30-50 %.

Различные условия карбонатного седиментогенеза сказались на генерации коллекторских свойств пермско-каменноугольных пород (таблица). Наиболее сложное литологическое строение имеют артинские карбонатные и карбонатно-терригенные коллекторы, из которых на Колвинском мегавалу и валу Сорокина получены промышленные притоки нефти и газа.

Терригенные и терригенно-карбонатные породы артинского яруса представлены алевролитами, алевритистыми глинами и алевритистыми известняками, участками глинистыми. Породы в различной степени карбонатизированы (10-60 %). Терригенные примеси состоят из алевритистого (10-40 %) и пелитового (10-20 %) материала. Нерастворимый остаток в артинских коллекторах составляет 20-65 %, по составу он кремнистый (SiO2 - 70-90 %).

Цемент (20-40 %) поровый, базальный, реже замещения, кальцитовый. На коллекторские свойства пород влияет содержание нерастворимого остатка и цемента. Породы, где SiO2 до 45- 55 % цемента до 40 %, имеют открытую пористость 2-7%, проницаемость (0,1-1)*10-15 м2. С уменьшением содержания цемента и нерастворимого остатка открытая пористость коллекторов возрастает. В рассматриваемых отложениях удовлетворительные коллекторы (открытая пористость 14-17 %, проницаемость - n*10-15м2) отмечаются лишь в южной части Шапкина-Юрьяхинского вала, тип коллектора порово-трещинный, поровый. На остальной территории этого и Лайского валов в артинских отложениях породы-коллекторы отсутствуют. Это подтверждается неполучением здесь притоков пластовых флюидов.

На Колвинском мегавалу породы-коллекторы сложены алевролитами известковистыми, известняками алевритистыми, реже мергелями. Исследования структуры пустотного пространства в образцах проводились во ВНИГНИ и ВНИГРИ. Установлена сложная тонкопоровая, неоднородная морфология его. Размер пор 0,01-10 мкм. Типы коллекторов порово-трещинный и трещинно-поровый.

В пределах вала Сорокина артинские пласты-коллекторы характеризуются высокой окремненностью как биогенной, так и абиогенной (15- 85%), сравнительно слабой трещиноватостью (15-50 1/м), повышенной доломитизацией (до 25 %) и литологической неоднородностью, тонкослоистостью. Терригенные примеси составляют 5-25 %, причем преобладает алевритовая составляющая (15%). Наиболее окремнелые разности (SiO2 65-75 %) имеют пористость 21 %, трещинную проницаемость (3,7-4,7)*10-15 м2, плотность трещин 35-45 1/м. Цемент (20-30 %) поровый, базальный, кальцитовый. Структура порового пространства пород-коллекторов исследовалась К.И. Багринцевой (ВНИГНИ) на поромере “Carbo Еrba”. Установлено, что емкость артинских коллекторов образована в основном первичными (капиллярными и субкапиллярными) порами. Вторичные поры (выщелачивания) распространены крайне ограниченно как по площади, так и по разрезу и не превышают 1,5-2 %. Структура порового пространства тонкопоровая, неоднородная; размер пор 0,01-12 мкм. На долю основных фильтрующих пор (0,33 мкм) приходится 40 % объема порового пространства. Остальные поры не участвуют в фильтрации. Трещинная проницаемость составляет (2-4)*10-15 м2, т.е. на порядок выше проницаемости матрицы. По емкостно-фильтрационным параметрам и характеристике структуры порового пространства рассматриваемые коллекторы можно отнести к порово-трещинному типу. Несмотря на малые размеры пор, низкие значения проницаемости рассматриваемых коллекторов после кислотных обработок (см. таблицу), из них получены промышленные притоки нефти.

Коэффициент пористости артинских коллекторов Колвинского мегавала возрастает с 10 на юге до 20 % на севере. Проницаемость сравнительно постоянная - около 1*10-15 м2. Тип коллектора можно охарактеризовать как порово-трещинный и трещинный, сложно построенный. Из этих коллекторов получены небольшие притоки нефти (0,1-3 м3/сут) и газа (2-20 тыс. м3/сут) на Северо-Харьягинской, Ярейюской и Хыльчуюской площадях. Применение физико-химических методов интенсификации (обработка грязевой и соляной кислотами) привело к увеличению притока нефти до 6 м3/сут (скв. 38 Ярейюская) и газа до 54 тыс. м3/сут (скв. 11 Хыльчуюская).

В Хорейверской впадине в рассматриваемых отложениях коллекторы отсутствуют. Породы-коллекторы вала Сорокина характеризуются возрастанием коэффициентов пористости с 5 до 20 % и проницаемости от 1*10-15 до 4*10-15 м2 с юга на север. Их можно отнести к поровому, порово-трещинному и трещинно-поровому типам коллекторов. Сложный тип последних объясняется неоднородностью литологического состава и структуры пустотного пространства. Притоки нефти здесь получены только после солянокислотных обработок. Следует отметить, что наибольшие дебиты (до 86,4 м3/сут через штуцер диаметром 11,5 мм) отмечались на Варандейской площади, где наряду с порово-трещинным присутствует и поровый тип коллектора.

Таким образом, устанавливается прямая связь дебитов нефти и газа с коллекторскими свойствами и типом коллектора.

Толщи сакмарско-ассельского возраста сложены органогенными и органогенно-детритовыми известняками, в различной степени окремненными. На севере Шапкина-Юрьяхинского и Лайского валов, а также Хорейверской впадины пласты-коллекторы в них отсутствуют. При опробовании объектов притоков нефти, газа и воды не получено.

На юге указанных валов выявлены коллекторы порового и порово-трещинного типов с коэффициентами пористости 10-20 % и проницаемости (10-46)*10-15 м2. При испытании скважин на Лаявожской площади получены притоки газа дебитами от 200 до 600 тыс. м3/сут. Причем высокодебитнымн оказались участки, на которых развиты коллекторы порового и порово-кавернового типов.

На Колвинском мегавалу из этих коллекторов получены притоки нефти с водой. Необходимо отметить, что в скв. 32 и 36 Ярейюских, подвергавшихся солянокислотному воздействию, были получены безводные притоки нефти дебитом до 8,4 м3/сут, несмотря на низкие коллекторские свойства пород, слагающих продуктивные пласты. На валу Сорокина из рассматриваемых коллекторов после обработок их последовательно сульфаминовой, а затем соляной кислотами притоки нефти с небольшим количеством воды достигали 6 м3/сут (скв. 8 Варандейская). Следует отметить, что после обработки сульфаминовой кислотой приток был слабее почти в 2 раза. В других скважинах интенсификация притока осуществлялась преимущественно сульфаминовой кислотой, что выразилось в низких дебитах (3,6 м3/сут, по подъему уровня). Наиболее высокие дебиты (до 600-800 м3/сут) отмечены в пределах Южно-Хыльчуюского рифогенного массива.

Каменноугольные отложения состоят из органогенных, органогенно-обломочных, преимущественно кальцитовых известняков. Они однородны по литологическому составу и емкостно-фильтрационным параметрам.

Коэффициент открытой пористости рассматриваемых коллекторов на Шапкина-Юрьяхинском валу уменьшается с юга на север с 20 до 10 %, коэффициент проницаемости увеличивается с 20*10-15 до 50*10-15 м2. На севере центральной части вала он достигает 4*10-15 м2, на юге ее - 20*10-15 м2. Коллекторы здесь можно отнести к поровому, порово-каверновому типам. Из них были получены притоки газа с дебитом 200- 1000 тыс. м3/сут (Ванейвисская площадь) и нефти - первые десятки кубических метров в сутки (Лаявожская площадь).

На Колвинском мегавалу коэффициенты пористости и проницаемости коллекторов возрастают с юга на север соответственно с 10 до 15 % и с 0,5*10-15 до 19,4*10-15 м2. Относительно небольшие притоки нефти с водой получены здесь в скважинах Хыльчуюской площади.

На валу Сорокина и в Хорейверской впадине эти отложения не испытывались.

Таким образом, сопоставление лабораторных исследований емкостно-фильтрационных свойств указанных пород-коллекторов с результатами их испытания в скважинах позволяют сделать следующие выводы.

1.     Коллекторы артинских карбонатно-терригенных отложений характеризуются низкими фильтрационно-емкостными параметрами и потому являются малодебитными. Они относятся к сложному типу коллектора.

2.     Сакмарско-ассельские и каменноугольные отложения, в которых развиты коллекторы порового и порово-кавернового типов, на всей территории севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции высокодебитны и дают основной прирост запасов нефти и газа.

3.     Увеличения притоков нефти и газа из рассматриваемых пород-коллекторов можно достичь с помощью физико-химических методов воздействия на продуктивные пласты (обработка соляной, сульфаминовой и грязевой кислотами).

 

Таблица Коллекторские свойства каменноугольных и нижнепермских отложений северной части Тимано-Печорской провинции и технологические параметры применяемых кислотныхобработок для увеличения притоков пластовых флюидов

 

Коллекторские свойства

Технологические параметры

Отложения

Эффективная толщина, м

Емкость,%

Пористость, %

Проницаемость n*10-15, м2

Реагент

Удельный расход кислоты на 1 м толщины пласта, м3

Концентрация раствора кислоты, %

Давление закачки кислотного раствора в пласт, МПа

Время выдержки кислотного раствора в пласте на реакции, ч

Шапкина-Юрьяхинский вал

Артинские

0,62

0-4,1

0-9,8

0-8,6

 

 

 

 

 

Сакмарско-ассельские

0-24,2

0-16,3

0-9,8

0-27,4

-

-

-

-

-

Средневерхнекаменноугольные

64,5

25,4

14,8

36,7

-

-

-

-

-

Лайский вал

Артинские

0-9,3

0-5,0

0-15,0

3,0

 

 

 

 

 

Сакмарско-ассельские

21,2

12,2

12,2

114,3

-

-

-

-

-

Средневерхнекаменноугольные

65,9

36,1

14,9

112,1

-

-

-

-

-

Колвинский мегавал

Артинские

8,5

8,8

10,6

14,3

Соляная, грязевая

0,4-0,5

12-14

125

3,5; 10

Сакмарско-ассельские

18,3

20,3

9,5

50,7

Соляная

0,1

12

210

3,0

Средневерхнекаменноугольные

29,6

18,9

13,2

15,9

-

-

-

-

-

Юг Хорейверской впадины

Артинские

0

0

2,8

0-0,02

 

 

 

 

 

Сакмарско-ассельские

0-1,7

0-2,7

-

-

-

-

-

-

-

Средневерхнекаменноугольные

14,2

10,6

0-12

0-14

-

-

-;

-

-

Вал Сорокина

Артинские

-

23,7

14,8

17

Соляная

0,1

15

80

4

Сакмарско-ассельские

37,2

 

 

 

Сульфаминовая + соляная

0,6; 0,2

18; 12

160; 120

20; 10

Средневерхнекаменно угольные

23,9

15,3

9,05