|
УДК 562.578.2.061.4:553.04 |
Природные резервуары в эффузивных породах и методы оценки запасов нефти в коллекторах сложного строения (На примере месторождения Мурадханлы.)
Ю.М КОНДРУШКИН, Л.А. БУРЯКОВСКИЙ (ИПГНГМ АН АзССР)
На месторождении Мурадханлы, расположенном в средней части Куринской впадины, промышленное скопление нефти приурочено к магматическим породам верхнемелового возраста. Продуктивность облекающего комплекса терригенных, карбонатных и пирокластических пород эоцена существенно ниже, чем верхнего мела. Небольшое промышленное скопление нефти выявлено в терригенно-карбонатных породах чокрака (рис. 1). Привлекают внимание залежи в эффузивных породах, сконцентрированные в присводовой зоне (I блок) и на западном крыле (II блок). Вскрытая мощность вулканогенно-осадочных (туфопесчаники, туфобрекчии) и эффузивных (пироксеновые андезиты и трахиандезиты, порфировидные базальты) пород от 3 до 1952 м.
Природный резервуар приурочен к зоне эрозии верхней части разреза эффузивных пород. Он ограничен сверху поверхностью стратиграфического несогласия, образовавшейся при трансгрессивном перекрытии меловых отложений мощной толщей глин майкопа в сводовой части поднятия и эоцена на западном крыле. Емкостно-фильтрационные свойства резервуара прослеживаются на толщину 450-500 м от кровли эффузива, более глубокие интервалы разреза до 1000-2000 м (скв. 3 и 6) оказались при опробовании сухими или дали весьма незначительные притоки воды. Наиболее надежно выделяется и коррелируется верхний интервал разреза толщиной 25-30 м, характеризующийся примерно одинаковыми и достаточно интенсивными вторичными изменениями пород и имеющий хорошее нефтенасыщение. Продуктивные интервалы распространяются от кровли на глубину от 10-50 до 100 м и более (в единичных скважинах). Как видно, нижняя граница залежи располагается на различных гипсометрических уровнях, охватывая различные толщины разреза эффузивных образований. Это свидетельствует об отсутствии в залежи единого плоского ВНК, форма которого представляет собою волнистую поверхность. Разведанный контур нефтеносности в плане сечет изогипсы кровли эффузивных образований, ограничивая залежь зоной измененных пород, обладающих эффективным пустотным пространством. Залежи характеризуются неравномерным нефтенасыщением по площади и разрезу. В связи с этим продуктивность скважин изменяется в широких пределах: 48 % скважин имели начальные дебиты нефти от 1 до 30, 35 % - от 30 до 100 и 17 % - более 100 т/сут; начальные дебиты воды в большинстве скважин (58 %) не превышали 10 м3/сут.
Коллекторы в эффузивных породах представлены сложным трещинно-кавернозно-поровым типом. При визуальном изучении образцов отмечается наличие крупных пор, каверн и разветвленной системы трещин. Крупные поры диаметром около 1 мм, микрокаверны и микротрещины заполнены нефтью (рис. 2).
По данным петрофизических исследований коллекторские свойства пород обусловлены процессами выветривания первичной эффузивной массы. Образование крупных пор часто связано с разрушением вкрапленников плагиоклазов, иногда об их присутствии можно судить по форме сохранившихся пустот. При разрушении сростков кристаллов плагиоклазов и других минералов образуются микрокаверны.
Параметры микротрещиноватости изучали на шлифах размером 4x5 см. Емкость микротрещин изменяется от 0,04 до 0,004 %, а трещинная проницаемость - от 0,16*10-15 до 6,9*10-15 м2, средняя удельная плотность трещин составляет 0,29 см/см2.
По материалам микрофотоснимков, структура эффузивных пород представлена как первичной неизмененной, так и вторичной преобразованной породой. Значительные изменения пеплового материала привели к появлению монтмориллонита, хлорита и биотита.
Исследования методом ртутной порометрии показали, что матрица эффузивных пород в непродуктивных и слабопродуктивных зонах содержит до 60-75 % мелких пор с радиусом менее 0,1 мкм, т. е. субкапиллярных пор, практически не участвующих в фильтрации. Радиусы поровых каналов, определяющих фильтрацию, 0,25-6,3 мкм. Между радиусом поровых каналов и проницаемостью матрицы отмечается прямая степенная связь с показателем 2,48.
Исследования эффузивных пород на образцах керна методом насыщения показали необычное сочетание высокой открытой пористости (13 %) и весьма низкой проницаемости (10-15 м2), что объясняется сложной и неоднородной структурой порового пространства. Первичная емкость матрицы характеризуется тонкопористой структурой сложной конфигурации и большой извилистостью каналов. Она представлена в основном субкапиллярными порами размером менее 0,1 мкм, которые не участвуют в фильтрации. Вторичные пустоты матрицы представлены порами размером от 0,25 мкм до 1 мм и кавернами. Вторичные пустоты часто заполнены высокодисперсным материалом (каолин, гидрослюда, монтмориллонит, окислы железа, цеолиты), который обладает свойствами повышенной адсорбции молекул воды. В сильно измененных породах содержание нерастворимого высокодисперсного материала, представленного в основном глинистыми минералами вторичного генезиса, может быть значительным. По данным петрофизических исследований, если высокодисперсная составляющая превышает 40 %, водонасыщенность породы будет 70 % и более. В таких условиях коллектор практически не нефтеносный.
Нефтенасыщение распространяется как на измененную матрицу породы, включая каверны, так и на систему микро- и макротрещин. Нефтенасыщение блоков породы из-за очень низкой межзерновой проницаемости не сплошное, а неравномерно пятнистое. Оно приурочено к зонам, имеющим гидродинамическую связь по системам трещин.
Для количественной оценки суммарной вторичной емкости, с которой связано нефтенасыщение в опробованной и продуктивной частях разреза, использовались результаты анализов образцов пород по скважинам, давшим притоки нефти, и законтурным. Сопоставление двух статистических распределений пористости позволило определить разность между их средними значениями, которая и характеризует эффективную вторичную емкость эффузивных пород. Расчет вторичной емкости выполняется по формуле
где 
- пористость по продуктивным
интервалам разреза во внутриконтурных скважинах; 
- пористость по непродуктивным (сухим)
интервалам разреза в законтурных скважинах.
Вторичная емкость составила 1,8 %.
Определенная таким способом вторичная емкость характеризует всю опробованную толщину залежи, в пределах которой имеются интервалы с повышенной пористостью, образовавшейся за счет вторичных преобразований межзернового пространства матрицы породы, и интервалы, где эффективная пористость существенно меньше и соизмерима с емкостью трещин. Можно полагать, что нефтенасыщенность вторичной емкости достаточно высокая, около 90 %.
Интервалы разреза, обладающие повышенной общей пористостью, выделяются по комплексу ГИС (электрический, радиоактивный и акустический виды каротажа, кавернометрия) и данным испытания скважин. Толщина этих интервалов может быть принята за эффективную нефтенасыщенную толщину. Выделение таких интервалов и оценка их общей пористости выполнялась по комплексу ГИС по методике опорных пластов. Отличительная особенность методики - использование кажущейся вторичной пористости нефтенасыщенных интервалов и установление двух кондиционных пределов пористости: нижнего для отделения плотных непродуктивных пород с пористостью менее 7-8 % и верхнего для пород с содержанием высокодисперсных минералов более 40 % для отделения водонасыщенных пород с общей пористостью более 20 %. Для расчета межзерновой пористости и коэффициента нефтенасыщенности использовались методы электрометрии.
Нефтенасыщенный объем резервуара оценивался двумя методами: во-первых, путем расчета вторичной емкости в пределах продуктивной и опробованной части разреза по данным исследования образцов керна с учетом ограничений, накладываемых на эффективную толщину результатами испытания скважин, во-вторых, посредством выделения эффективных нефтенасыщенных интервалов с повышенной емкостью по материалам ГИС. Оба подхода основаны на единой модели коллектора - трещинно-кавернозно-порового, но по-разному учитывают распределение вторичной емкости в объеме залежи.
Первый подход можно назвать интегральным, или объемным, при этом интервалы с повышенной вторичной емкостью как бы «растворяются» в объеме продуктивной части залежи. Второй - дифференциальный, или интервальный, он позволяет выделять в разрезе залежи интервалы с существенно повышенной межзерновой вторичной емкостью и интенсивно развитой трещиноватостью. Первый подход, давая интегральную оценку эффективного пустотного пространства, не позволяет выделять интервалы разреза, представляющие наибольший интерес для опробования. Второй, лишенный этого недостатка, не дает оценки чисто трещинных интервалов, характеризующихся в основном низкими емкостными свойствами. Очевидно, что интегральная оценка должна давать большую величину запасов. По заданным распределениям подсчетных параметров методом статистических испытаний на ЭВМ были подсчитаны начальные балансовые запасы нефти обоими методами по каждому из блоков месторождения. Анализ расчетов показал, что при логнормальном законе распределения запасов представительным средним является медианное значение, а при большой асимметрии - модальное (рис. 3). По методу, использующему данные ГИС, изменчивость подсчетных параметров (особенно эффективной толщины) меньше, чем по методу, основанному на керновых и промысловых данных. Поэтому в первом случае вариация запасов составляет 40-45 %, а во втором - достигает 69%. По I блоку оба метода дают практически одинаковые значения запасов, расхождение медиан составляет 2 %, а мод -4 %. По II блоку запасы по керновым и промысловым данным превышают запасы по данным ГИС на 14 % по модальным оценкам и 18 % по медианным. Таким образом, подтвердилось предположение о некотором превышении запасов, рассчитанных с учетом вторичной емкости во всем объеме залежи, над запасами, рассчитанными на интервалы повышенной и вторичной емкости, выделяемые по данным ГИС. Методу расчета запасов в пределах всего объема залежи следует отдать предпочтение, так как в этом случае более полно учитываются особенности модели коллектора. Описанный в статье комплекс исследований, необходимый для оценки запасов в коллекторах сложного строения, минимальный. Для более надежных оценок необходимы дополнительные керновые и промыслово-геофизические исследования в соответствии с рекомендациями ГКЗ СССР.
В заключение следует отметить, что для коллекторов со сложной структурой порового пространства, заполняющих сложный и неоднородный природный резервуар, плодотворно использование различных вариантов объемного метода подсчета запасов в сочетании с методом статистических испытаний для получения интервально-вероятностных оценок, их сравнения и выбора наиболее достоверных величин запасов УВ.
Рис. 1. Геологический разрез месторождения Мурадханлы.
Залежь нефти: 1 - чокракского горизонта, 2 - надмергельной пачки эоцена, 3 - мергельной пачки эоцена, 4 - эффузивных пород верхнего мела; 5 - поверхность эффузивов; 6 - границы залежей чокрака и эоцена; 7 - то же в эффузивах; 8 – зона отсутствия коллекторов в эоцене
Рис. 2. Образец керна из эффузивных пород месторождения Мурадханлы (скв. 66, интервал 2958-2982 м)
Рис. 3. Интегральные (а) и дифференциальные (б) кривые запасов нефти по геолого-промысловым данным (пунктир) и ГИС (сплошные линии) для I (1) и II (2) блоков месторождения Мурадханлы
