|
УДК 553.982.2:532.311.8.001.5(571.1) |
Методика обоснования начального пластового давления в залежах нефти баженовского типа (На примере месторождения Большой Салым)
И. И. НЕСТЕРОВ, М. Е. СТАСЮК, А. Д. СТОРОЖЕВ (ЗапСибНИГНИ)
Залежь нефти пласта Ю0 баженовской свиты месторождения Большой Салым приурочена к нетрадиционному типу коллектора - битуминозным листоватым глинам, которые обычно рассматриваются только как нефтегенерирующие отложения. Этот тип коллектора предложено называть баженитом [5]. Баженовская свита представлена глинисто-кремнистой, в значительной степени битуминозной толщей пород, содержащей преимущественно в подошвенной части прослои мергелей, доломитов, известняков. Несмотря на то что визуально толща выглядит довольно однообразной, при более детальном изучении в лабораторных условиях устанавливается высокая степень ее неоднородности. Отдельными исследователями выделяется до 10 типов пород [1]. Более удачна классификация, по которой выделяется пять типов битуминозных пород [11]: силициты, глины массивные, микрослоистые, алевритистые, карбонаты (известняки, мергели, доломиты). На месторождении нефтенасыщенной является, по-видимому, вся толщина баженовской свиты, поскольку при экстракции нефти из керна она получена практически из всех разностей пород (плотных и рыхлых) и соответствует по генетическим параметрам извлекаемой из скважин [2]. Тем не менее из-за низких фильтрационных свойств не все разности пород могут обеспечить промышленные притоки нефти. Последние получают из коллекторов, представленных глинами битуминозными, листоватыми, микрослоистыми, которые при подъеме на поверхность распадаются на отдельные слойки и чешуйки. По результатам испытания разведочных скважин установлена резкая изменчивость продуктивных свойств баженовской свиты по площади. Соотношение скважин, давших притоки различной интенсивности, составляет (%): фонтанирующие притоки с дебитом более 50 м3/сут - 12,7; 5-50 м3/сут - 20,4; менее 5 м3/сут - 13,4; непереливающие притоки с дебитом 5-50 м3/сут - 8,5; 1-5 м3/сут - 16,2; менее 1 м3/сут -10,5. В 18,3 % скважин притока не получено.
После получения из баженовской свиты в 1968 г. первых промышленных притоков нефти началось интенсивное ее изучение. Геологическое строение залежи, ее геолого-промысловая, литолого-минералогическая и геохимическая характеристики достаточно подробно освещены в литературе [2-5, 9, 11-13]. Несмотря на то что баженовской свите уделяется самое пристальное внимание, многие вопросы, касающиеся природы коллектора, его фильтрационно-емкостных свойств, пластовых термобарических условий, методики подсчета запасов и способов разработки, остаются дискуссионными. Данная статья посвящена исследованию пластового давления - одного из важных параметров, достоверная информация о котором необходима как при подсчете запасов, так и при составлении проектов разработки залежи.
На месторождении Большой Салым начальное пластовое давление замерено в 84 скважинах. Пластовые давления замерялись глубинными манометрами с пределом измерений 40 и 60 МПа. Продолжительность остановок изменялась от 4-5 ч до нескольких тысяч суток. В большинстве случаев пластовые давления определялись после отработки и только иногда непосредственно после замены бурового раствора водой или нефтью, т. е. без отбора флюида из пласта. При испытании с помощью испытателей пластов на бурильных трубах пластовое давление замерялось при закрытии скважины на забое после извлечения из пласта небольших объемов флюида.
По данным замеров залежь нефти в баженитах характеризуется АВПД с коэффициентом аномальности 1,7. Значения пластовых давлений, приведенных к абсолютной отметке -2900 м, изменяются от 26,5 до 49,9 МПа (рис. 1).
Выдвинуто несколько предположений о факторах, обусловивших формирование АВПД в баженитах. Основные из них: 1) внедрение флюидов в осадочный чехол по глубинным разломам из фундамента [9]; 2) влияние температуры, приведшее вследствие различий между значениями коэффициента температурного расширения породы и нефти к повышению пластового давления [12]; 3) влияние горного давления, вызвавшее в условиях замкнутости залежи рост пластового давления в результате уплотнения породы [7]; 4) процессы нефтегазообразования, в ходе которых твердое ОВ преобразуется в жидкие и газообразные УВ (нефть, углеводородные газы, углекислый газ и др.), что приводит к увеличению объема пластовой системы и при ее гидродинамической замкнутости к росту давления [1, 6].
По-видимому, все перечисленные факторы, за исключением первого, в разной степени оказали влияние на формирование АВПД в баженовской свите. Что касается возможности формирования АВПД в результате внедрения флюидов по глубинным разломам, то эта гипотеза представляется необоснованной и не подтверждается данными бурения и геофизических работ. Непременным условием возникновения и сохранения АВПД является гидродинамическая замкнутость залежи нефти в баженовской свите. Такая замкнутость была, вероятно, обусловлена изначальной гидрофобностыо пород баженовской свиты, сформировавшейся на начальной стадии катагенеза. В гидрофобной пористой среде нефть как смачивающая фаза будет покрывать стенки поровых каналов и удерживаться силами поверхностного натяжения, а вода как несмачивающая фаза будет находиться в центральной части поровых каналов. При уплотнении породы в первую очередь будет вытесняться вода. После полного ее вытеснения из пород баженовской свиты дальнейшее уплотнение привело к уменьшению диаметра поровых каналов, снижению проницаемости для нефти и возникновению гидродинамического барьера на границе нефтенасыщенных пород баженовской свиты и водонасыщенных гидрофильных пород подстилающих и перекрывающих отложений.
Вопрос о причинах резкой дифференциации пластового давления по площади залежи до настоящего времени детально не рассматривался. Только в работе [13] говорится о том, что в пределах развития региональных трещинных зон, вытянутых вдоль дизъюнктивных нарушений, горное давление будет передаваться непосредственно на флюид и в результате будет формироваться АВПД, а в зонах развития микротрещин, т. е. в зонах плотных пород, горное давление будет передаваться в основном на скелет породы и пластовое давление может быть даже ниже гидростатического. При таком подходе первая зона (трещиноватая) должна соответствовать зоне размещения средне- и высокодебитных скважин, а вторая (микротрещиноватая) - низкодебитных. Следовательно, в высокодебитных скважинах давление должно быть аномально высоким, а в низкодебитных - равным гидростатическому или даже ниже его. На самом деле такой закономерности не наблюдается. Низкие значения пластового давления отмечены не только в низкодебитных, но и в средне- и высокодебитных скважинах (скв. 10, 35, 41, 49, 127, 162), а высокие значения не только в высоко-, но и в низкодебитных (скв. 14, 88, 101, 152).
Проведенный нами анализ показал, что наблюдаемая дифференциация пластовых давлений по площади залежи обусловлена следующими геологическими и технологическими причинами.
В условиях замкнутого упругого или замкнутого упругопластического режимов работы скважин, которые являются характерными для баженовской свиты, текущее пластовое давление в области дренирования каждой из скважин зависит от суммарного отбора нефти из пласта. Впервые на это было обращено внимание в работе [12]. Причем эта зависимость индивидуальна для каждой скважины и определяется размерами дренируемой области и упругоемкостными свойствами коллектора.
В начальный период эксплуатации скважин наблюдается резкое падение пластового давления, затем темп падения снижается. В высокопродуктивных скв. 27, 28, 64 темп падения давления в интервале 42-38 МПа составляет около 0,001 МПа/м3, а в низкопродуктивных увеличивается до 0,03 МПа/м3. В связи с низкими коллекторскими свойствами пласта давление восстанавливается продолжительное время и замеренная за короткий период восстановления величина может значительно отличаться от действительной. Так, за весь период наблюдений (1968-1982 гг.) в большинстве пьезометрических скважин наблюдался рост давления (рис. 2). В пьезометрических скв. 25, 30, 44, 46 наблюдалось снижение или знакопеременное (чередование периодов роста и снижения) изменение давления (таблица). Рассмотрение причин снижения или знакопеременного изменения давления не входит в задачу данного исследования. Отметим только, что основными факторами, определяющими этот процесс, могут быть негерметичность скважин, несовершенство технологии замера давления, влияние скважин, находящихся в пробной эксплуатации, и др.
Длительный рост давления в пьезометрических скважинах, по-видимому, связан с подпиткой проницаемых флюидоподводящих каналов, давление в которых снижается и восстанавливается сравнительно быстро, из более низкопроницаемых разностей пород. Темп роста давления в пьезометрических скважинах медленный - 0,0016-0,004 МПа/сут. Продолжительность непрерывной записи давления глубинным манометром обычно составляет 12 ч, прирост давления за это время, составляющий 0,0008-0,002 МПа, не может быть зафиксирован глубинными приборами из-за их низкой разрешающей способности.
Низкие значения пластовых давлений, близкие к гидростатическим, в ряде случаев связаны с негерметичностью эксплуатационной колонны, некачественным цементажом или наличием в разрезе, вскрытом открытым забоем, проницаемых прослоев выше кровли или ниже подошвы баженовской свиты. Так, негерметичность колонны установлена в скв. 51, 52, 114, 118, 141, замеренные пластовые давления в которых соответственно 28.93, 27.89, 30.21, 27.18, 27.03 МПа. По керну наличие песчаных прослоев непосредственно над баженовской свитой в интервале открытого забоя установлено в скв. 113, 117 (замеренные пластовые давления составляют соответственно 32,06, 26,49 МПа). О возможности перетока нефти в интервале открытого забоя из баженовской свиты в проницаемые пласты с более низким пластовым давлением свидетельствуют результаты поинтервального испытания баженитов с помощью испытателя пластов на бурильных трубах в скв. 169 Салымского месторождения. Бурение в этой скважине проводилось на глинистом растворе плотностью 1,06 г/см3. После вскрытия интервала 2801-2825 м произведено его опробование. За 35 мин стояния на притоке средний дебит нефти составил 14,5 м3/сут при средней депрессии на пласт 35,55 МПа. Расчетное начальное пластовое давление, определенное при обработке кривой восстановления давления методом Хорнера, 40,3 МПа. При бурении этого интервала отмечались незначительные проявления в виде пленки нефти. При дальнейшем углублении скважины и испытании интервала 2825-2836 м получен приток нефти дебитом 20 м3/сут при средней депрессии на пласт 25,2 МПа. Пластовое давление составило 45,23 МПа. После вскрытия подошвы баженитов на глубине 2898,5 м скважина дала нефть. В дальнейшем после утяжеления глинистого раствора до 1,53 г/см3 и углубления скважины до 2858 м проведено испытание всего вскрытого интервала. Дебит нефти через штуцер диаметром 8 мм составил 164,4 м3/сут, пластовое давление 29,95 МПа. Из анализа результатов испытания этой скважины следует, что, несмотря на наличие в баженовской свите АВПД при низких фильтрационных свойствах коллектора (дебиты нефти до 10 м3/сут), ее вскрытие в процессе бурения может производиться при бурении на легких буровых растворах плотностью 1-1,2 г/см3 и при этом не будет наблюдаться значительных нефтепроявлений. Снижение пластового давления после вскрытия подошвы баженовской свиты свидетельствует о том, что в отложениях абалакской свиты, по-видимому, содержится проницаемый пласт с более низким пластовым давлением по сравнению с давлением в баженовской свите. Переток нефти из баженовской свиты в нижележащий пласт зафиксирован в остановленной скв. 128 по данным высокоточной термометрии по стволу скважины.
Учитывая влияние ряда факторов на величину замеряемого начального пластового давления, его следует определять путем статистической обработки результатов исследования. Для этого строится график в координатах «текущее пластовое давление - логарифм суммарного отбора нефти из пласта». На рис. 3 нанесены данные по 42 замерам забойного давления в скважинах месторождения Большой Салым, из которых извлечено менее 25 тыс. м3 нефти и по которым обосновано снижение давления только за счет отбора нефти из пласта. Связь между текущим пластовым давлением и суммарным отбором (коэффициент корреляции 0,78) описывается уравнением прямой
где
- начальное и текущее пластовые
давления, МПа; Q
- суммарный отбор
нефти из скважины, м3;
-угловой коэффициент прямой, равный
0,76. Начальное пластовое давление, определенное по графику (рис.
3) составляет 47,94
МПа.
С целью точного определения пластового давления в скважинах, вскрывших бажениты, его замер следует производить непосредственно в начале исследований, после смены бурового раствора, заполняющего ствол скважины, на нефть. В результате замера пластового давления по такой методике в скважинах Салымского месторождения получены следующие его значения, приведенные к абсолютной отметке -2900 м: скв. 32 43,2 МПа, скв. 84 43,58 МПа, скв. 93 44,96 МПа, скв. 108 45,99 МПа, скв. 111 44,85 МПа, скв. 115 45,45 МПа и т. д. В случае, если пласт не возбуждается после перехода на нефть или воду, необходимо провести мероприятия по освоению пласта, затем заполнить ствол скважины до устья водой или нефтью и проследить за восстановлением устьевых и забойных давлений. Если начальное пластовое давление без отбора флюида из пласта замерить не удалось, следует произвести замер пластовых давлений с обязательной записью кривой восстановления давления при нескольких, но не менее двух, значениях суммарного отбора нефти из пласта. В дальнейшем кривые восстановления давления обрабатывают по методу Хорнера и определяют действительное значение текущего пластового давления. Построив график в координатах «текущее пластовое давление - логарифм суммарного отбора нефти из пласта», в точке пересечения полученной на графике зависимости с осью ординат определяют начальное значение пластового давления.
Другой перспективной методикой замера пластового давления является методика замера начальных пластовых давлений при закрытии скважины на забое с помощью испытателя пластов. Замеренные по этой методике пластовые давления, приведенные к абсолютной отметке -2900 м, составили в скв. 163 43,89 МПа, скв. 166 48,23 МПа, скв. 169 45,23 МПа.
На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы.
1. Залежь нефти в баженовской свите месторождения Большой Салым характеризуется единым значением пластового давления, равным 47,94 МПа, на абсолютной отметке -2900 м.
2. Наблюдаемая по данным глубинных замеров в скважинах дифференциация значений пластового давления обусловлена особенностями геологического строения коллектора, формирующими замкнутый упругопластический режим работы скважин, и влиянием техногенных факторов (негерметичность скважин, перетоки флюида в интервале открытого забоя, несовершенство методики замера и др.).
3. Величину начального пластового давления в залежах баженовского типа предлагается определять по графикам «текущее пластовое давление - логарифм суммарного отбора нефти из скважины» в точке пересечения линии, аппроксимирующей зависимость, с осью давлений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Вещественный состав и природа емкости глинисто-сапропелево-кремнистых нефтеносных отложений баженовской свиты / Б.А. Лебедев, Г.В. Дорофеева, С.Г. Краснов и др.- Литология и полезные ископаемые, 1979, № 2, с. 90-101.
2. Гончаров И.В., Рыльков А.В. Изопреноидные углеводороды нефтей баженовской свиты Салымского месторождения.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1982, вып. 174, с. 52-56.
3. Гурари Ф.Г., Гурари И.Ф. Формирование залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири.- Геология нефти и газа, 1974, № 5, с. 34-40.
4. Добрынин В. М. Проблемы коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты.- Изв. АН СССР. Сер. геол., 1982, № 3, с. 120-127.
5. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа.- Геология нефти и газа, 1979, № 10, с. 26-29.
6. Новиков Г.Р., Салманов Ф.К., Тян А.В. Перспективы открытия крупных залежей нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты.- Нефть и газ Тюмени. Тюмень, 1969, вып. 7, с. 1-3.
7. Особенности строения коллекторов нефти пласта Ю0 баженовской свиты / Л.А. Быков, Н.Д. Каптелинин, В.П. Сонич, К.С. Юсупов.- В кн.: Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1978, с. 16-33.
8. Стасюк М.Е., Мареев М.Я., Светлов К.В. Особенности деформации коллектора при разработке на истощение залежи нефти в баженовской свите. Тезисы докладов первой республиканской научно-технической конференции «Проблемы освоения Западно-Сибирского топливно-энергетического комплекса». Уфа, 1982, с. 54-55.
9. Степанов А.И., Терещенко Ю.А. О природе аномально высоких давлений на Салымском месторождении.- Докл. АН СССР, отд. геол., 1973, т. 212, № 2, с. 456-459.
10. Трофимук А.А., Карогодин Ю.Н. Баженовская свита - уникальный природный резервуар нефти.- Геология нефти и газа, 1981, № 4, с. 29-33.
11. Ушатинский И.Н. Литология и перспективы нефтеносности неоком-юрских битуминозных отложений Западной Сибири.- Сов. геология, 1981, № 2, с. 11-22.
12. Федорцов В.К., Нестеров В.Н. Обоснование модели пласта и режима залежи нефти в отложениях баженовской свиты Салымского месторождения по данным испытания и пробной эксплуатации скважин.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978, вып. 127, с. 17-33.
13. Халимов Э.М., Мелик-Пашаев В.С. О поисках промышленных скоплений нефти в баженовской свите.- Геология нефти и газа, 1980, № 6, с. 1 - 10.
Таблица Результаты замера забойного давления в пьезометрических скважинах Салымского месторождения
|
Скважина |
Год исследования |
Продолжительность остановки, сут |
Суммарный отбор нефти из скважины на дату замера, м3 |
Текущее пластовое давление, приведенное к абсолютной отметке -2900 м, МПа |
|
18 |
1968 |
1 |
750 |
35,03 |
|
|
1976 |
2830 |
1500 |
40,21 |
|
|
1977 |
3204 |
1500 |
41,77 |
|
25 |
1976 |
2 |
400 |
37,77 |
|
|
1977 |
288 |
400 |
36,74 |
|
|
1978 |
261 |
400 |
36,12 |
|
|
1979 |
1032 |
400 |
34,18 |
|
|
1980 |
1466 |
400 |
33,21 |
|
39 |
1974 |
4,5 |
53 |
36,96 |
|
|
1976 |
685 |
53 |
28,47 |
|
|
1978 |
1392 |
53 |
31,93 |
|
|
1979 |
1800 |
53 |
30,44 |
|
|
1980 |
2118 |
53 |
31,58 |
|
|
1981 |
2445 |
53 |
30,62 |
|
44 |
1974 |
4 |
65 |
44,91 |
|
|
1976 |
754 |
65 |
29,19 |
|
|
1977 |
1126 |
65 |
29,75 |
|
|
1978 |
1463 |
65 |
30,62 |
|
|
1981 |
2671 |
65 |
31,05 |
|
71 |
1975 |
0,5 |
50 |
47,75 |
|
|
1977 |
495 |
156 |
48,52 |
|
72 |
1975 |
24 |
1155 |
32,78 |
|
|
1976 |
251 |
1155 |
34,33 |
|
|
1978 |
952 |
1155 |
41,95 |
|
46 |
1972 |
5 |
0 |
43,37 |
|
|
1979 |
2311 |
0 |
38,72 |
|
10 |
1972 |
4 |
1700 |
21,15 |
|
|
1977 |
1693 |
1700 |
37,32 |
|
81 |
1977 |
29 |
10 |
38,45 |
|
|
1980 |
849 |
10 |
40,07 |
|
|
1981 |
1363 |
10 |
40,71 |
|
85 |
1976 |
3 |
126 |
40,22 |
|
|
1980 |
1148 |
126 |
44,66 |
|
|
1981 |
1514 |
126 |
42,98 |
|
92 |
1976 |
2,5 |
150 |
44,88 |
|
|
1981 |
1959 |
150 |
49,90 |
Рис. 1. Гистограмма частот пластовых давлений, приведенных к абсолютной отметке -2900 м
Рис. 2. График изменения забойного давления в пьезометрических скважинах
Рис. 3. График зависимости текущего пластового давления, приведенного к абсолютной отметке -2900 м, от суммарного отбора нефти из скважины.
1 - точка замера; 2 - линия, ограничивающая вероятный интервал отклонений; 3 - среднестатистическая зависимость Р=f(ln SV)