К оглавлению

УДК 553.982:553.048(574.12)

Методика дифференцированного подсчета запасов месторождений Тенгиз

А.А. ЗАГОРУЙКО. В.М. КОТЕЛЬНИКОВ (ВолгоградНИПИнефть), Э.М. ХАЛИМОВ, А.В. ЧЕРНИЦКИЙ(ВНИИ)

Нефтяное месторождение Тенгиз в юго-восточной прибортовой части Прикаспийской впадины - одно из наиболее сложных месторождений Советского Союза. Месторождение обладает рядом аномальных характеристик.

К числу таких особенностей относятся: большая толщина единой гидродинамически связанной продуктивной толщи; начальное АВПД залежи, почти в 2 раза превышающее гидростатическое; высокое газосодержание нефти при наличии в растворенном газе значительного количества кислых компонентов - сероводорода и углекислого газа; сложная структура пустотного пространства коллектора, обусловленная сочетанием первичных и вторичных пор, каверн и трещин; присутствие в пустотном пространстве коллектора твердых битумов и матричной реликтовой воды; сложные условия бурения скважин, связанные с большой глубиной залегания нефтеносных пород и наличием в разрезе мощных соленосных толщ.

Горно-геологические особенности Тенгизского месторождения требуют совершенствования всей методологии его изучения, и в том числе применения такой методики оценки запасов нефти, которая в наибольшей степени соответствовала бы специфическим характеристикам залежи. Это обусловлено прежде всего тем, что продуктивная толща месторождения представлена резко неоднородными коллекторами, отличающимися не только количественным и пространственным изменением свойств, но и повсеместным сочетанием в едином резервуаре качественно различных микроструктур, неодинаковых по форме, содержанию и условиям фильтрации пластовых флюидов.

В целом продуктивная толща Тенгизского месторождения представлена сравнительно однородными по минеральному составу известняками, преимущественно органогенно-обломочными, которые образуют единый монолитный резервуар. Неоднородность коллектора обусловлена развитием вторичных эпигенетических изменений структуры пустотного пространства породы, представленных порами выщелачивания, микро- и макрокавернами, трещинами различных генераций. Сочетания первичных и вторичных пустот создают набор микроструктур, отличающихся как по форме содержания флюидов, так и по условиям их фильтрации.

Проведенный в ВолгоградНИПИнефть и ВНИИ комплекс исследований позволил выделить здесь три основных типа коллекторов. Первый представлен наиболее плотными литологическими разностями известняков, почти не затронутыми выщелачиванием. Основу структуры пустотного пространства составляют первичные межкристаллические поры, заполненные реликтовой водой. Нефть содержится только в трещинах, рассекающих матрицу. Полезная емкость этого типа коллектора составляет менее 1 %. Фильтрация флюидов может происходить только по трещинам, так как межтрещинная матричная часть породы практически непроницаема. Второй тип - порода, в которой наряду с трещинами и первичными порами присутствуют поры выщелачивания и макрокаверны, заполненные нефтью. Полезная емкость коллектора возрастает. Однако основными фильтрационными каналами остаются трещины, поскольку вторичные пустоты развиты гнездообразно вдоль трещин; между собой разделены непроницаемой матрицей (с первичной пористостью). Третий тип представляет собой породу, в которой вторичные изменения структуры пустотного пространства повсеместны и практически вся матрица состоит из пор выщелачивания, микро- и макрокаверн, сообщающихся между собой. Фильтрация флюидов может осуществляться как по трещинам, так и по межтрещинной матрице. Таким образом, каждый из выделенных трех типов коллекторов имеет принципиальные отличия от других по характеру насыщения и условиям фильтрации пластовых флюидов. Применение в этом случае усредненных характеристик привело бы не только к снижению точности подсчета запасов нефти и газа, но и к потере правильной геологической модели залежи, необходимой для рационального проектирования, ведения и анализа последующей разработки месторождения.

Неоднородность продуктивной толщи, наличие качественно различных типов коллекторов могут быть учтены при применении дифференцированной методики подсчета запасов, которая позволяет оценивать запасы отдельно по каждому типу коллекторов и отдельно по каждому подсчетному объекту. Применительно к Тенгизскому месторождению подсчетные объекты выделяются в определенной мере условно, так как вскрытая к настоящему времени продуктивная толща представляет собой единый гидродинамически связанный резервуар. При этом, однако, в разрезе могут быть выделены стратиграфические интервалы, для которых отмечаются различия в продуктивности, обусловленные разным соотношением типов коллекторов. Целесообразность выделения нескольких объектов и раздельного подсчета запасов нефти по ним связана также с необычайно большим этажом нефтеносности месторождения и необходимостью поэтапного ввода его в разработку.

В связи с этим выделено четыре самостоятельных подсчетных объекта. К первому (верхнему) объекту отнесены отложения среднего карбона, включающие породы нижней части прикамского, северо-кельтменского и краснополянского горизонтов, ко второму - отложения серпуховского яруса, к третьему - окского надгоризонта, к четвертому - тульского горизонта и нижележащие, вскрытые бурением.

Дифференциация запасов по типам коллекторов основывается на следующих предпосылках:

1) выделенные три типа коллекторов имеют четкие, неперекрывающиеся границы по пористости: первый тип - менее 3 %, второй - от 3 до 7 % и третий - более 7 %;

2) в каждой скважине на всю вскрываемую толщину продуктивного разреза имеющийся комплекс ГИС позволяет осуществлять непрерывное определение пористости, и на этой основе каждый геофизически однородный интервал может быть отнесен к тому или иному типу коллектора;

3)для первого, трещинного, типа коллектора может быть принято постоянное среднее значение полезной емкости (коэффициента трещиноватости) и нефтенасыщенности;

4) для второго и третьего типов коллекторов на основе большого объема керновых исследований получена устойчивая корреляционная зависимость между пористостью и остаточной водонасыщенностью;

5) вследствие развитой трещиноватости в разрезе отсутствуют непроницаемые интервалы и вся вскрываемая скважинами толщина является эффективной.

С учетом перечисленных условий для каждого геофизически однородного элемента продуктивной толщи - отдельного интервала, для которого по данным ГИС принимается одно значение пористости, могут быть однозначно определены три подсчетных параметра: эффективная толщина Н, коэффициент пористости Кп и коэффициент нефтенасыщенности Кн. Может быть соответственно рассчитано их произведение - элементарный удельный нефтенасыщенный объем: . Суммируя затем в скважине элементарные удельные нефтенасыщенные объемы в интервале выделенного подсчетного объекта, определяют удельный нефтенасыщенный объем по данному объекту. Если подсчетный объект вскрыт в скважине не полностью, но его подошва может быть определена расчетным путем, то удельный нефтенасыщенный объем по невскрытому интервалу может быть приближенно определен исходя из структуры типов коллекторов, т. е. среднего для данного объекта соотношения первого, второго и третьего типов коллекторов и средних для каждого типа значений коэффициентов пористости и нефтенасыщенности. Таким образом, в каждой скважине находится величина удельного нефтенасыщенного объема данного объекта. Затем по объекту строится карта равных удельных нефтенасыщенных объемов, по которой рассчитывается суммарный нефтенасыщенный объем. Начальные балансовые запасы нефти данного объекта определяются умножением суммарного нефтенасыщенного объема на средние значения плотности нефти и пересчетного коэффициента, учитывающего усадку пластовой нефти. Начальные балансовые запасы всей залежи в пределах принятых границ являются суммой балансовых запасов выделенных объектов. По сравнению с использованием для подсчета запасов единой модели залежи со средними характеристиками определение запасов как последовательной суммы запасов более дробных подсчетных объектов повышает точность оценки, так как в конечном счете более полно учитывает локальные особенности каждого пластопересечения.

Детальная геологическая модель, применяемая для дифференцированного подсчета запасов, предполагает не только матричное представление оцениваемых запасов по объектам и типам коллекторов, но и их пространственное распределение. Однако на современной стадии изученности продуктивной толщи Тенгизского месторождения не удается выделить каких-либо закономерностей в распространении отдельных типов коллекторов в объеме залежи. Следует учитывать, что развитие в той или иной точке разреза коллекторов разных типов связано со степенью развития здесь вторичных эпигенетических процессов. Эти процессы часто не отражаются в структуре напластования, поэтому не исключено, что и при дальнейшем разбуривании площади закономерности в распространении коллекторов разных типов не будут выявлены.

Вместе с тем определенную информацию о степени развития в разных частях площади коллектора того или иного типа могут дать карты равных удельных нефтенасыщенных объемов, построенные отдельно для каждого типа коллектора. Такие карты не являются в полном смысле картами распространения данного типа коллектора, так как удельный объем в каждой точке рассчитан не по непрерывному разрезу объекта, а по выборочным интервалам, соответствующим данному типу коллектора. Но такие карты отражают изменение структуры продуктивной толщи, изменение соотношения типов коллекторов по площади и могут быть очень полезны при анализе степени и характера выработки запасов нефти в процессе разработки месторождения.

Выводы

1. Сложные горно-геологические условия Тенгизского нефтяного месторождения, большая толщина единой продуктивной толщи, высокая неоднородность коллекторов требуют совершенствования, методологии изучения подобных массивных залежей. Одним из направлений такого совершенствования является применение дифференцированных геологических моделей для подсчета запасов нефти и газа и для проектирования разработки месторождения.

2. Дифференцированная геологическая модель залежи составляется на основе выделения подсчетных объектов и типизации коллектора с индивидуальным определением параметров и характеристик по каждому типу.

3. Пространственные закономерности в изменении структуры продуктивного коллектора отражаются на картах равных удельных нефтенасыщенных объемов, которые строятся как отдельно по коллекторам каждого типа, так и по всему подсчетному объекту в целом.