К оглавлению

УДК 553.98:550.812.1.003.13

Причины низкой эффективности разведки залежей, приуроченных к литологически экранированным ловушкам в платформенных условиях

Г.Н. ЧЕПАК (Ставропольнефтегаз)

Поиски залежей нефти, связанных с литологически экранированными ловушками (ЛЭЛ), приобретают большое значение в старых нефтедобывающих районах, к которым относится Прикумский в Восточном Предкавказье. С одной стороны, это обусловливается исчерпанием фонда подготовленных структур, с другой - накоплением такого количества фактического геолого-геофизического материала, которое позволяет с достаточной степенью достоверности выделять ЛЭЛ.

Успешность поисково-разведочного процесса при поиске нефтяных месторождений любого типа зависит в конечном счете от степени соответствия параметров предполагаемой модели залежи ее истинным параметрам. И хотя вполне очевидно, что добиться полного соответствия практически невозможно в связи с редкой сетью наблюдений, однако чем больше степень такого соответствия, тем выше эффективность проводимых работ.

На поисковом этапе наибольшее значение будут иметь параметры, определяющие пространственное положение залежи.

При моделировании пространственного положения ловушки литологически экранированного типа исходят из того, что последняя ограничивается вверх по восстанию пластов линией замещения проницаемых пород-коллекторов непроницаемыми флюидоупорами, представленными, как правило, глинами либо глинистыми алевролитами, содержащими связанную воду. Предполагается также, что пространственное положение залежи нефти по восстанию совпадает с линией выклинивания пласта-коллектора, в погруженной же части ограничивается ВНК, положение которого зависит от степени заполнения ловушки.

На необычное распределение нефти и воды в некоторых залежах, приуроченных к ЛЭЛ в альбских отложениях Прикумского нефтегазоносного района, указывалось ранее [1]. В некоторых литологически экранированных ловушках в зоне литологического замещения получены притоки воды либо воды с незначительным содержанием нефти, в то время как вниз по падению пластов - притоки нефти.

Накопленный в последнее время фактический материал свидетельствует о том, что необычное на первый взгляд распределение воды и нефти в залежах подобного типа характерно для более широкого стратиграфического диапазона отложений и имеет универсальный характер. На рис. 1 приведено геологическое строение некоторых залежей, приуроченных к литологически экранированным ловушкам. При испытании скв. 11 Острогорской (рис. 1, а) получено 63 м³ жидкости с содержанием воды до 12 %, а в скв. 4 - 6 м³ жидкости, в которой 95 % воды.

В скв. 8, 5, 6 Лесных (рис. 1, б) притоки нефти составляют 55, 60, 80 м³/сут с незначительным содержанием воды, а в скв. 12-2,5 м³/сут (воды 90 %).

В скв. 40, 41 Ачикулакских (рис. 1, в) получены притоки нефти дебитом 28 и 40 м³/сут с небольшим количеством воды, а в скв. 26, 30 - притоки воды с пленкой нефти дебитом около 2 м³/сут. Небольшая по высоте залежь, приуроченная к литологически экранированной ловушке в пласте VIII нижнего мела, выявлена на Ильменской площади. В скв. 1 Ильменская приток нефти составил 80 м³/сут, а в скв. 8, находящейся гипсометрически выше, приток пластовой воды - 35 м³/сут.

Во всех перечисленных примерах качество испытания и отсутствие межколонных перетоков не вызывает сомнения.

Из приведенных данных в пределах ЛЭЛ отчетливо прослеживается наличие зон различного нефтесодержания. К линии замещения коллектора, как правило, примыкает зона, насыщенная водой, иногда с незначительным количеством нефти (обычно пленкой). Следующая зона вниз по падению пласта содержит нефть и воду в различных соотношениях. К ней прилегает зона с нефтью, которая ограничивается ВНК. Обобщенная схема строения подобных залежей, объясняемая с точки зрения современных представлений о формировании нефтяных залежей, представлена на рис. 2.

Прежде всего, необходимо отметить, что коллекторские свойства литологически экранированной ловушки постепенно ухудшаются вверх по восстанию пласта к зоне его полного замещения (уменьшаются пористость и проницаемость, увеличиваются глинистость и расчлененность).

При аккумуляции в ловушке нефть оттесняет воду, занимая освободившийся объем под действием выталкивающей силы. Этот процесс можно охарактеризовать следующей формулой

где р_н - давление на границе нефть - вода, возникающее под действием сил всплывания, МПа;- плотность соответственно воды и нефти, г/см³; h - высота залежи, м.

Одновременно движению нефти противодействуют силы сопротивления, названные давлением прорыва [2]:

где р_пр - давление прорыва, МПа;- поверхностное натяжение на границе нефть-вода, 1*10 ^-3 Н/м;- угол смачивания; r - радиус капилляров, мкм; g - ускорение силы тяжести, м/с².

На фронте внедрения нефти при превышении сил всплывания над силами прорыва (р_н>р_пр) нефть будет внедряться в водонасыщенный пласт, при Рн<=Рпр наступает динамическое равновесие.

При постоянных величинах поверхностного натяжения на границе нефть - вода и угла смачивания давление прорыва является функцией радиуса пор [2].

При низких углах наклона пластов в платформенных условиях залежи нефти даже значительных размеров будут иметь небольшую высоту и, следовательно, низкие значения сил всплывания [1].

В этих условиях нефть будет занимать участки с лучшими коллекторскими свойствами независимо от их гипсометрического положения, не имея возможности вытеснить воду из низкопроницаемых коллекторов, которые, как указывалось выше, залегают вдоль линии полного замещения коллектора на флюидоупор.

В сформировавшейся залежи выделенные зоны находятся в динамическом равновесии, и их отношения по высоте взаимозависимы. Высота водонасыщенной зоны будет тем больше,, чем выше градиент изменения коллекторских свойств пласта, больше вязкость нефти и ниже высота нефтенасыщенной зоны.

Если линия полного выклинивания коллектора определяется с различной степенью точности по результатам пробуренных скважин, то степень заполнения ловушки, как правило, величина неизвестная, особенно на первых этапах поисков подобных залежей, когда еще не накоплен Достаточный статистический материал. Поэтому в практике поисково-разведочных работ первые поисковые скважины закладываются ближе к линии замещения «коллектор-неколлектор». Как правило, в этих случаях обычно получают слабые притоки пластовой воды (вывод - ловушки водонасыщенные), иногда с незначительным содержанием нефти. В последнем случае результаты объясняются близостью ВНК и, следовательно, площадь залежи невелика. Таким образом, существующие приемы поисков залежей нефти справедливы лишь для однородных коллекторов и не могут быть приемлемы для коллекторов сложно построенных.

Изложенный выше материал позволяет сделать следующие выводы: 1) получение слабых притоков воды в ЛЭЛ вблизи зон литологического замещения не является верным признаком отсутствия залежи; 2) наличие в этих же условиях воды с признаками нефти - достаточно достоверный критерий присутствия залежи на более низких гипсометрических отметках.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Новые типы залежей нефти в альбских отложениях Прикумской зоны поднятий / Г.Н. Чепак, И.Я. Марченко, В.А. Дементьев и др. - Труды ВНИГНИ. М., вып. 206, 1978, с. 108-116.

2. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. М., Недра, 1977.

Рис. 1. Геологические профили через месторождения:

а - Острогорское, б - Лесное, в - Ачикулакское, г - Ильменское; I - глина: 2 - песчаник; 3 – глинистый песчаник; пласты: 4 - водонасыщенный, 5 - нефтеводонасыщенный, 6 - нефтенасыщенный

Рис. 2. Схема строения залежей, приуроченных к ЛЭЛ.

Зоны: 1 - водонасыщенная, 2 - нефтеводонасыщенная, 3 - нефтенасыщенная; 4 - изогипсы продуктивного пласта; 5 - линия замещения коллектора; 6 - границы зон