К оглавлению

УДК 553.98:550.812:553.042

Методика разведки и подсчета запасов нефти и газа в сложно построенных коллекторах

В.Е. БАКИН (Ленанефтегазгеология), А.В. БУБНОВ (Якут. компл. тем. эксп.)

Растущие потребности народного хозяйства выдвигают задачи промышленного освоения нефтегазонасыщенных объектов со сложным строением порового пространства, таких, как баженовская свита в Западной Сибири и низкопористые карбонатные коллекторы Восточно-Европейской и Сибирской платформ.

Практика показывает, что традиционные методы вскрытия и освоения подобных коллекторов в основном не дают положительного эффекта. Вместе с тем перспективы баженовской свиты у большинства исследователей [4-6] не вызывают сомнений, а микротрещиноватые карбонатные породы с коэффициентом пористости более 3 % могут рассматриваться как промышленные коллекторы, способные отдавать и нефть, и газ [2, 3, 7]. С этой точки зрения большой интерес представляют порово-кавернозно-трещинные карбонатные породы, широко распространенные на территории нашей страны.

Освоение указанных коллекторов связано с разработкой принципиально новых методов их вскрытия и последующего воздействия на призабойную зону скважин.

Одним из путей промышленного освоения низкопроницаемых коллекторов со сложной структурой порового пространства при благоприятном геологическом строении месторождения является использование взрывов. Эффективность такого воздействия достаточно надежно теоретически обоснована и в настоящее время подтверждена целым рядом опытных работ [1].

На одном из типичных газонефтяных месторождений с помощью общепринятой методики поисково-разведочных работ была установлена нефтегазонасыщенность карбонатного комплекса, залегающего под надежным галогенным флюидоупором. Продуктивный комплекс характеризуется сложным распределением нефти и газа в массивно-слоистой толще пород, что обусловлено невыдержанностью в пространстве их фильтрационно-емкостных параметров, наличием малоамплитудных тектонических нарушений, макро- и микротрещиноватостью пород с заполнением трещин кальцитом и галитом. Интервалы, достаточно уверенно выделяемые по данным ГИС как нефтегазонасыщенные коллекторы, при испытании скважин традиционными способами во многих случаях отличались отсутствием притоков. Между отдельными участками нефтегазонасыщенных пород не удалось установить естественную газогидродинамическую связь.

При последующем проведении в скважинах взрывов в околоскважинном пространстве произошли существенные изменения (рис. 1): образовалась система раскрытых трещин, дренирующих матрицы коллекторов, возникла достаточно хорошая гидродинамическая связь между прослоями и пачками пород как по горизонтали, так и по вертикали.

Из нескольких относительно небольших изолированных или трудно сообщающихся залежей и участков искусственно была создана мощная массивная залежь, в пределах которой началось перераспределение пластовых флюидов с выравниванием ранее существовавших различных пластовых давлений. Заметно повысилась степень вскрытия пластов в пробуренных на опытном участке скважинах. Все это позволило получить промышленные притоки нефти и газа в зонах воздействия взрывов.

При широком использовании интенсификации притоков флюидов с помощью взрывов общепринятые методы оценки основных параметров для подсчета запасов УВ требуют существенного уточнения. В первую очередь это касается кондиционной оценки граничного значения коллектор - неколлектор, поскольку после интенсификации притоков коренным образом изменяются возможности горных пород отдавать пластовые флюиды и участвовать в процессе их фильтрации. Достаточно сложным становится разделение продуктивных пластов на нефте- и газонасыщенные, поскольку невозможно подтвердить это поинтервальным испытанием в стволе скважин после интенсификации. Ниже рассматриваются некоторые методические приемы оценки исходных параметров для подсчета запасов УВ объемным методом в залежах, представленных сложно построенными карбонатными коллекторами при интенсификации притоков взрывами. Нами вводится понятие «полезный объем суммарного резервуара»:

где S - площадь резервуара; hэф -средневзвешенная эффективная мощность нефтегазонасыщенных коллекторов; Кп.эф - средневзвешенная эффективная пористость продуктивных коллекторов; Кп - средневзвешенная открытая пористость коллекторов; Кв.о - средневзвешенное значение остаточной водонасыщенности в продуктивных коллекторах.

Для такого резервуара за граничное значение емкостного параметра целесообразно принять пористость, при которой в поровом пространстве гарантировано содержание углеводородного флюида, т. е. Кп.эф>0.

Если воспользоваться зависимостью Кп.эф= f(Кп.о), выведенной по результатам лабораторных исследований керна, то граница «коллектор - неколлектор» может быть охарактеризована по Кп.о, который достаточно уверенно можно определить по данным ГИС непосредственно в скважинах. График Кп.эф=f(Кп.о) для рассматриваемых отложений приведен на рис. 2. При оценке hэф могут быть использованы материалы ГИС, зарегистрированные в скважинах до интенсификации притока. Эффективные мощности должны выделяться на основании качественного и количественного критериев, к последнему относится установленная величина граничного значения Кп.о, которая для конкретных условий составляет 4 %.

В качестве количественного критерия при выделении эффективных мощностей можно также непосредственно использовать Кп.эф. В этом случае применяется формула

Кп.эф⁼Кп.о*Кнг, (2)

где Кнг - коэффициент нефтегазонасыщенности пород (1 - Кв.о), определяемый в результате интерпретации материалов ГИС с использованием известных методических приемов.

Достаточно сложны оценки соотношения в суммарном резервуаре объемов нефти и газа, а также коэффициента извлечения нефти.

В общем виде для такого резервуара насыщение его углеводородными флюидами соответствует равенству

где Кг - коэффициент газонасыщенности, равный 1 - (Кв.о+Кп); Кн – коэффициент нефтенасыщенности;  - полезные объемы, занятые газом и нефтью.

Разделение нефте- и газонасыщенных пластов по данным ГИС до интенсификации притока затруднительно. Решить эту задачу можно путем широкого внедрения опробователей пластов на каротажном кабеле с последующей разгонкой проб пластовых флюидов, выполнением массовых определений остаточной нефтенасыщенности герметизированных образцов керна и статистической обработкой полученных результатов с привлечением материалов газового каротажа. На основе этой рекомендации в настоящее время установлено, что газонасыщенные пласты рассматриваемого резервуара характеризуются незначительным (не более 6-8 %) содержанием остаточной нефти. Нефтенасыщенные же коллекторы, даже при опережающем проникновении в них фильтрата бурового раствора, содержат гораздо больше остаточной нефти. Это позволяет достаточно уверенно выделять нефтенасыщенные интервалы разреза с Кн=Кнг=1-Кв.о.

С помощью описанных выше методических приемов можно достоверно подсчитать объем активных геологических запасов нефти и газа в сложно построенных карбонатных толщах, рассматривая серию нефте- и газонасыщенных пластов в качестве единой искусственно созданной массивной газонефтяной залежи. Основные параметры в этом случае рассчитываются как средневзвешенные по эффективному объему продуктивных коллекторов.

В процессе разведки месторождений указанного типа дается оперативная оценка геологических запасов нефти и газа с составлением карт удельного полезного объема резервуара, а также удельных плотностей запасов нефти и газа. На этой основе оптимизируется схема размещения разведочных скважин и устанавливаются участки для проведения взрывов. В дальнейшем необходимо выполнить комплекс исследований для определения режима работы искусственно созданного «массивного» характера нефтегазовой залежи, обоснования коэффициента извлечения нефти и проектирования схемы разработки.

После создания искусственного нефтегазового резервуара в нем будут происходить процессы перераспределения пластовых флюидов, точнее, гравитационное разделение нефти и газа, приводящее к образованию газовой шапки.

При наличии активных подошвенных или законтурных вод режим залежи будет приближаться к упруговодонапорному, в случае отсутствия их или незначительной активности - к газонапорному. Для повышения нефтеотдачи в последнем случае при проектировании разработки целесообразно предусмотреть заводнение с поддержанием пластового давления в нефтяной части залежи.

На основе установленного режима залежи можно дать предварительную оценку коэффициента нефтеотдачи и подсчитать извлекаемые запасы нефти по промышленным категориям. В дальнейшем их можно уточнить по результатам опытно-промышленной эксплуатации.

Использование предложенной методики разведки и подсчета запасов позволит вовлечь в освоение дополнительные ресурсы нефти и газа, содержащиеся в сложно построенных карбонатных толщах, пользующихся широким распространением в ряде районов страны.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кедровский О.Л., Мусинов В.И., Криницкий В.Г. Об освоении залежей нефти и газа в малопроницаемых коллекторах.- Геология нефти и газа, 1980, № 11, с. 43-46.

2. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. Л., Недра, 1981.

3. Комплексная методика оценки коэффициента газонасыщенности и нижнего предела пористости коллекторов Оренбургского газоконденсатного месторождения/В.И. Петерсилье, Э.Г. Рабиц, З.И. Макарова и др.- Геология нефти и газа, 1979, № 8, с. 25-29.

4. Краснов С.Г., Дорофеева Т.В., Лебедев Б.А. Геологические условия нефтеносности и природа емкости коллекторов баженовской свиты Западной Сибири.- В кн.: Условия нефтегазоносности и особенности формирования месторождений нефти и газа на Западно-Сибирской плите. Л., 1980, с. 115-127.

5. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.K. Закономерность распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М., Недра, 1975.

6. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа.- Геология нефти и газа, 1979, № 10, с. 26-29.

7. Опыт изучения карбонатных пород Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по данным промысловой геофизики/Б.Я. Вассерман, П.Г. Парфенов, Ю.А. Панкратов и др.- Геология нефти и газа, 1974, № 3, с. 10-16.

Рис. 1. Схемы строения резервуара до (а) и после воздействия взрывом (б) на низкопроницаемый коллектор.

1 - соль; 2 - газ; 3 - нефть; 4 - вода; 5 - глинистые породы; 6 - разломы; 7 - результат воздействия; перемещение: 8 - газа, 9 - нефти, 10 - воды; 11 - ГНК. 12 - ВНК

Рис. 2. График зависимости средневзвешенной эффективной пористости от открытой по результатам лабораторных исследований