|
УДК 552.578.2.061.4(574.1) |
Типы коллекторов продуктивных отложений нефтяного месторождения Тенгиз
Э. M. ХАЛИМОВ, А. Г. КОВАЛЕВ, В. В. КУЗНЕЦОВ, А. В. ЧЕРНИЦКИЙ (ВНИИ)
Месторождение Тенгиз открыто в 1976 г, когда в скв. 1, пробуренной в своде обширной антиклинальной структуры, при опробовании подсолевых каменноугольных отложений был получен фонтан нефти. Из-за сложных и специфических горно-геологических условий бурения скважин в подсолевых отложениях - высокого горного давления на большой глубине, АВПД и высокой пластовой температуры, присутствия в разрезе мощных соленосных толщ - разведка месторождения задержалась, и лишь в последние годы после преодоления возникших технических трудностей стала проводиться в масштабах, соответствующих значимости месторождения.
В результате комплекса работ, испытания и опробования скважин установлено, что высокодебитные притоки нефти приурочены к карбонатным коллекторам значительной мощности, изучение которых, как известно, связано с определенными методическими трудностями. В данном случае положение усложняется еще из-за того, что при бурении разведочных скважин используется известково-битумный раствор, вследствие чего в них можно провести лишь сокращенный комплекс геофизических исследований, с помощью которого достоверно определяют только общую пористость вскрываемых отложений. Ограниченно информативными оказались и гидродинамические исследования скважин, так как они проводились в открытых стволах после вскрытия всего разреза без поинтервальной дифференциации притока.
В этих условиях основным способом изучения пород с целью установления характеристики коллектора является лабораторный анализ керна.
Продуктивная толща Тенгизского месторождения включает породы со сложной структурой пустотного пространства и характеризуется широким развитием трещиноватости, кавернозности пород и соответственно специфичным распределением остаточной воды. Эти породы плохо поддаются изучению традиционными лабораторными методами, созданными в основном для оценки свойств гранулярных коллекторов порового типа, вследствие чего они малоинформативны для вышеупомянутых коллекторов. Поэтому потребовались специальные работы по созданию (усовершенствованию) методики изучения кернов.
Исследования по координированной программе проводились в ВолгоградНИПИнефти, ВНИИ, Гипровостокнефти, СевКавНИПИнефти, ВНИГНИ, МИНХиГП.
Во ВНИИ проведено изучение структуры пустотного пространства продуктивных коллекторов, позволившее с учетом результатов, полученных другими исследователями, представить основные особенности строения продуктивных коллекторов Тенгизского месторождения.
Вскрытые бурением нефтеносные породы средне- и нижнекаменноугольного возраста представлены химически чистыми известняками, в основном органогенными и органогенно-обломочными. Первичные поры этих пород (поры матрицы), представленные пустотами межкристаллическими или расположенными между дискретными частицами и форменными элементами (например, раковинами брахиопод, моллюсков и т.п. или раковинным детритом), имеют раскрытость в сотые, редко в десятые доли микрометра. Она соизмерима с толщиной смачивающих пленок на поверхности минералов [3]. Только во вторичных пустотах подобных пород (трещинах, кавернах, порах выщелачивания) возможны процессы замещения воды нефтью в условиях формирования месторождения.
Практически весь керн обладает в различной степени развитыми трещинами. Значительная часть образцов характеризуется хорошо выраженным микрослоистым строением с отделением тонких оскольчатых плиток породы. Часть образцов представлена монолитной плотной породой с редкой сетью трещин и стилолитовых швов. Каверны в рассматриваемых отложениях развиты неравномерно. Имеются прослои сплошь кавернозных коллекторов, но встречаются и такие, где кавернозные участки распределены гнездообразно, небольшими локальными участками.
Проведенные во ВНИИ комплексные исследования керна из скв. 4, 6, 7, 41,44 Тенгизского месторождения сопровождались описанием изучаемых образцов, зарисовками систем трещин и каверн, текстурных особенностей пород и микроописанием шлифов.
Эксперименты по изучению изолированных пустот в породах продуктивной толщи проведены на 17 образцах с открытой пористостью от 1 до 17 %. Методика эксперимента предусматривала полную отмывку водорастворимых солей (хлоридов) из взаимосвязанных пустот поровых каналов и каверн монолитного образца и последующее дробление образца для получения водной вытяжки из полученного порошка. Аргентометрическое титрование показало отсутствие в водных вытяжках из порошков даже следов хлоридов, что является прямым доказательством отсутствия в изучаемых породах изолированных пустот.
Следовательно, в рассматриваемых породах общая пористость тождественна открытой.
Открытая пористость, абсолютная проницаемость и нефтеводонасыщенность образцов из консервированных кернов определялись общепринятыми лабораторными методами. Для большого числа образцов с помощью специальной ультрацентрифуги были получены кривые капиллярного давления и оценены возможные значения остаточной водонасыщенности в зависимости от пористости и проницаемости.
Капиллярное давление определялось по формуле [1]
Где
рк- капиллярное давление, Па; 
-
разность плотности флюидов, г/ см3; n - частота вращения ротора, об/ мин; r - радиус вращения образца, см; h - длина образца, см.
Выполнен также большой объем прямых определений остаточной водонасыщенности с учетом того, что практически весь керн отбирался на известково-битумном растворе. При этом оценки, выполненные разными методами, имеют хорошую сходимость.
Для ряда образцов дифференцированно оценивались пористость матрицы и каверново-трещинная (вторичная) пустотность по методике, описанной в работе [2].
Структура пустотного пространства пород продуктивной толщи дополнительно изучалась методом контактной эталонной порометрии (КЭП).
Проведенные исследования свидетельствуют о сложном многокомпонентном характере пустотного пространства коллектора, обусловленном наличием разновидностей пустот: первичной матричной межкристаллической пористости, вторичной микро- и макрокавернозности и трещиноватости. Различные сочетания этих видов пустот определяют количественные показатели емкостных и фильтрационных свойств пород. Очевидно, что представления о присутствии в едином резервуаре нескольких типов коллекторов связаны с определенной схематизацией характера изменения структуры пустотного пространства породы и ее коллекторских свойств. В реальных условиях изменения, обусловленные диагенетическими и эпигенетическими процессами, более сложны. Однако типизация, учитывающая принципиальные отличия реально существующих разностей продуктивного коллектора, облегчает качественное и количественное сопоставление различных частей залежи, позволяет дифференцированно подходить к оценке запасов нефти и газа и создать детальную геологическую основу для проектирования рациональной системы разработки.
Анализ результатов, полученных при проведении исследований, включая керновые, геофизические и гидродинамические, позволил выделить три типа коллектора, обусловливающие продуктивность пород месторождения Тенгиз.
Первый тип, трещинный, относится к наиболее плотным литологическим разностям, почти не затронутым эпигенетическими процессами выщелачивания. Общее пустотное пространство породы представлено в основном первичной матричной межкристаллической пористостью и редкой сетью трещин.
В пластовых условиях фильтрация флюидов может происходить только по трещинам. Лабораторные исследования образцов, относящихся к межтрещинной, матричной части породы, показывают, что она практически непроницаема. На графике кривых капиллярного давления (рис. 1) для большинства образцов пород этого типа зависимость рк=f(Sв) представляется прямой линией, подтверждающей наличие неизменной 100 %-ной водонасыщенности породы при повышении капиллярного давления до 2 МПа. В некоторых случаях в образцах с отдельными микротрещинами остаточная водонасыщенность оказывалась несколько меньше 100 %. Однако большинство образцов с трещинами раскалывались при их высверливании из кернов. Поэтому следует считать, что результаты этих экспериментов характеризуют только матрицу породы.
Об отсутствии в порах матрицы УВ (нефти или растворимых битумов) свидетельствует также сопоставление порометрических кривых (рис. 2, б), снятых соответственно до и после экстракции образцов породы первого типа и фактически идентичных. Матричная пустотность (пористость) породы первого типа по многочисленным определениям варьирует от 1 до 2,7 %. Трещинная пустотность, изученная на шлифах, по оценке Г.П. Батановой (ВолгоградНИПИнефть), изменяется от 0,3 до 0,5 %. Закономерность в пространственном положении трещин отсутствует Их произвольная ориентировка подтверждается как визуальным изучением керна, так и результатами исследований по ультразвуковому прозвучиванию породы, выполненных Ю.Г. Пименовым (МИНХиГП).
Приведенные данные позволяют считать, что благодаря наличию трещин порода является коллектором, причем в пластовых условиях интервалы, представленные первым типом коллектора, могут быть достаточно проницаемы. Это подтверждается специальными геофизическими исследованиями. В частности, методом закачки индикатора (радона) установлено, что выделенные в разрезах скважин значительные по толщине интервалы коллекторов первого типа проницаемы наравне с коллекторами второго и третьего типов. Данные гидродинамических исследований также свидетельствуют о массивном характере залежи и об отсутствии флюидоупоров во вскрытой части продуктивной толщи. Не противоречат этим представлениям и результаты сравнения дебитов при существенно различных величинах вскрытия продуктивных отложений (от 20 до 200 м).
Второй тип коллектора - каверново-трещинный - отличается от первого тем, что в структуре пустотного пространства заметную роль начинают играть микрокаверны. В образцах керна преобладают горизонтально ориентированные трещины. Емкость межтрещинной блоковой части породы возрастает за счет вторичных пустот - каверн. Граница между первым и вторым типами коллектора может быть принята на уровне общей пористости, равной 3 %. Как видно из сопоставления порометрических кривых (рис. 2, а), именно с этого значения общей пористости начинается заметное увеличение полезной емкости породы. Следует отметить, что соответствующие радиусы пустот характеризуют пережимы между порами и кавернами, которые сопоставимы по размерам с первыми, но многократно меньше вторых. Размеры же самих каверн достигают иногда 1-2 мм и хорошо заметны визуально. Тем не менее доля первичной межкристаллической пористости остается еще значительной и определяющей в формировании общей пустотности породы и содержания в ней остаточной воды. Это хорошо видно на графиках кривых капиллярного давления (см. рис. 1). Участки монотонного уменьшения водонасыщенности породы по мере возрастания капиллярного давления (частота вращения ротора центрифуги) характеризуют вторичную пустотность породы. Вертикальные прямолинейные участки кривых, соответствующие стабилизации содержания остаточной воды при любом повышении капиллярного давления, характеризуют матричную первичную пористость. Таким образом, при увеличении общей пористости породы от 3-3,3 до 6 % и соответствующем изменении структуры пустотного пространства количество остаточной воды уменьшается примерно с 60 до 20 %. Рост пористости происходит только за счет увеличения числа и размеров вторичных пустот. Емкость каверн иногда превышает 3 %, причем она тем выше, чем выше общая пористость. Вместе с тем, увеличивая общую пористость породы, вторичные каверны не обеспечивают ее проницаемости, так как их доля в структуре пустотного пространства еще недостаточна для создания единой взаимосвязанной фильтрационной системы. В значительной части каверны разобщены непроницаемой матрицей с первичной пористостью. Из-за того, что основными фильтрационными каналами по-прежнему остаются трещины, большинство образцов пород этого типа по данным лабораторных определений практически непроницаемо. Тем не менее в пластовых условиях вторичные пустоты, связанные системой трещин, будут дренироваться, и их объем следует учитывать при оценке полезной емкости породы, исключив из нее только первичную матричную пористость. Граничными характеристиками коллекторов второго типа на современной стадии изученности залежи можно принять 3 и 7 % общей пористости.
Коллекторы, имеющие общую пористость более 7 %, отнесены к третьему типу - каверновому. Принятое граничное значение определяется прежде всего тем, что, начиная с пористости 7 %, матрица породы становится проницаемой, у коллекторов этого типа вследствие увеличения кавернозности породы резко возрастает полезная емкость. Наблюдается резкое возрастание доли пустот с раскрытостью более 0,1 мкм и более 1 мкм. Сильно изменяется характер зависимости капиллярного давления и водонасыщенности в интервале пористости 6-9,8 % (см. рис. 1). Размер наиболее крупных каверн в поперечнике превышает 2 мм. Однако в связи с тем, что значительная их часть имеет меньшие размеры, физические свойства каверновых коллекторов во многом близки к поровым. В то же время имеется принципиальное отличие. В структуре пустотного пространства представлены преимущественно микро- и макрокаверны, размеры которых таковы, что связанная вода в них не удерживается. Это проявляется в необычайно низком содержании остаточной воды при сравнительно небольшой общей пустотности породы. Как видно на рис. 1, кривые, характерные для данного типа коллектора, показывают плавное уменьшение остаточной водонасыщенности по мере увеличения капиллярного давления до значений 5-15 %. При этом общая пористость образцов породы третьего типа не превышает 16-17 %, имея в большинстве случаев значения менее 10 %. Чисто поровые коллекторы при такой пористости характеризуются обычно остаточной водой в количестве 30-40 %. Третий тип коллектора, как и первые два, характеризуется наличием трещин различной ориентации. Однако их роль невелика. Принципиальное отличие третьего типа коллектора заключается в том, что он обладает блоковой проницаемостью. Лабораторными исследованиями установлено, что все образцы пород этого типа обладают фильтрационной способностью. Абсолютная проницаемость их колеблется от 2 до 10*10-3 мкм2.
Обобщенные характеристики выделенных типов коллекторов приведены в таблице. Во всех типах часть пустотного пространства представлена межзерновой пористостью. Однако, основываясь на результатах проведенных исследований, авторы считают, что поровый объем во всех случаях заполнен только водой и не содержит подвижной и даже неподвижной нефти. Поэтому в характеристике типов коллекторов термин «порово-» не используется. Вместе с тем следует отметить, что одной из особенностей Тенгизского месторождения является большая разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом.
В связи с этим одним из вероятных режимов разработки залежи является упругий режим, при проявлении которого внутрипластовое давление будет снижаться на десятки мегапаскалей. За счет упругого расширения породы и флюидов из пористой матрицы часть воды будет отжиматься в трещины и каверны. Таким образом, не являющаяся коллектором поровая матрица будет определенным образом дренироваться.
Принятые граничные условия, разделяющие выделенные типы коллекторов (менее 3, 3-7 и более 7 % общей пористости), позволяют оценить долю каждого типа пород в формировании полезного объема залежи. Для этого могут быть использованы значения пористости, полученные по геофизическим данным. Соотношение объемов выделенных коллекторов определяет запасы и условия разработки залежи. В изученной к настоящему времени части продуктивной толщи Тенгизского месторождения наибольшее распространение имеют коллекторы второго типа. Однако представляется важной роль коллекторов и первого типа из-за значительного объема и обеспечения гидродинамической связанности резервуара, и третьего типа из-за высокой эффективной емкости. По мере углубления изучения продуктивной толщи, вскрытия ее новых интервалов, возможно, будут уточнены распределение коллекторов разного типа и граничные значения выделенных типов. Однако, как считают авторы, принципиальные положения данной типизации сохранятся.
Выводы
1. Продуктивный карбонатный коллектор Тенгизского месторождения характеризуется сложной структурой пустотного пространства, обусловленной сочетанием нескольких основных разновидностей пустот: первичной матричной межкристаллической пористости, вторичных каверн и трещин.
2. Анализ результатов проведенных исследований позволяет выделить три типа коллекторов - трещинный, каверново-трещинный и каверновый - различающиеся фильтрационной средой для нефти. Во всех трех типах в том или ином объеме присутствует первичная водонасыщенная пористая матрица, которая не содержит подвижной нефти, но в случае значительного снижения пластового давления за счет упругого расширения может частично отдавать воду в основные фильтрационные каналы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Берлин А.В., Сургучев М.Л., Тульбович Б.И. Исследование структуры порового пространства методами центрифугирования и капиллярометрии.- В кн.: Особенности геологии разработки нефтяных месторождений Пермского Приуралья. М., 1981, с. 63-67.
2. Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С. Методика раздельного определения абсолютной емкости каверн и пор кавернозно-пористых пород.- Нефтяное хозяйство, 1970, № 3, с. 37-39.
3. Кусаков М.М., Мекеницкая Л.И. Толщина тонких слоев связанной воды.- Труды IV Международного нефтяного конгресса, Т. III. М., Гостоптехиздат, 1956, с. 261.
Таблица Характеристика пустотного пространства пород продуктивной толщи месторождения Тенгиз
|
Интервалы изменения пористости, % |
Характеристика породы по типу пустотного пространства |
Тип коллектора |
Интервал изменения размеров пустот, мкм |
Доля пустот размером |
Средний размер пустот, мкм |
Содержание остаточной воды. % |
Вид пустот, в которых содержится подвижная нефть |
|
|
более 0,1 мкм |
более 1 мкм |
|||||||
|
Менее 3 |
Пористо-трещиноватая |
Трещинный |
Менее 0,01 |
Отсутствуют |
0,005 |
100 |
Трещины |
|
|
3-7 |
Пористо-каверново-трещиноватая |
Каверново-трещинный |
0,01-2000 |
0,5-0,6 |
0,45-0,5 |
0,5-1 |
60-19 |
Каверны и трещины |
|
Более 7 |
Пористо-каверновая |
Каверновый |
То же |
0,7-0,75 |
0,2-0,7 |
25 |
15-5 |
Каверны |
Примечание. При характеристике пород с пористостью менее 3% отражены только свойства матрицы.
Рис. 1. Кривые капиллярного давления.
а - для каверновых коллекторов; б - для трещинных и каверново-трещинных коллекторов. Шифр кривых – общая пустотность, %.
Рис. 2. Порометрическая характеристика пород продуктивной толщи месторождения Тенгиз по данным КЭП.
Определение пористости: а - после экстракции образцов породы спиртобензольной смесью, б - до экстракции (1) и после нее (2)