|
УДК 553.98:559.812.003.13(574.14) |
О повышении эффективности разведочных работ в триасовых отложениях Южного Мангышлака
В.П. КОТОВ (КазНИПИнефть)
С помощью сейсморазведки МОГТ на Мангышлаке стало возможным получать информацию о строении глубокозалегающих триасовых отложений. Несмотря на большие трудности в корреляции и прослеживании триасовых отражающих горизонтов, очевидно, что это пока единственный способ обнаружения и подготовки структур к поисковому бурению. Завершенные поисково-разведочные работы на месторождениях Северо-Западный Жетыбай, Северо-Ракушечное и Южный Жетыбай показали, что выявленные в триасовых отложениях залежи УВ контролируются локальным поднятием. Установленные залежи - пластовые, сводовые, тектонически экранированные и массивные, приуроченные к вулканогенно-карбонатным отложениям, являющимся основной продуктивной толщей триаса. Мощность этой толщи на разведанных площадях варьирует примерно от 200 до 750 м, глубина залегания в основном от 3100 до 4000 м, на других площадях до 5000 м. УВ находятся в коллекторах каверно-порового, порово-трещинного и трещинного типов, развитых в карбонатных и туфогенных (Оймаша) разностях [3]. Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов первых двух типов значительно выше, чем трещинных. Именно коллекторы первых двух типов содержат основные запасы УВ. При этом максимальные мощности каверно-поровых коллекторов связаны со сводами локальных поднятий, а на глубокопогруженных крыльевых и периклинальных частях структур они уменьшаются до нуля (рис. 1). Установленная закономерность распространения каверно-поровых коллекторов может быть использована при проектировании поискового бурения. Рекомендуется профильная система расположения скважин с очередностью их заложения по методу «критического направления». В этом случае уже по двум скважинам не только решается вопрос о наличии структуры в триасовых отложениях, но и определяется возможная площадь залежи УВ.
К сожалению, на разведанных к настоящему времени структурах допущена чрезмерно высокая плотность расстановки поисково-разведочных скважин. На месторождениях Ракушечное и Южный Жетыбай на каждую продуктивную пачку пластов проектировалась самостоятельная сетка скважин. Это объясняется тем, что на первом этапе поисков и разведки залежей УВ в триасовых отложениях Южного Мангышлака не было четких представлений о специфических чертах развития коллекторов в вулканогенно-карбонатной толще триаса. Недостаток конкретных данных о коллекторах привел к решению опробовать продуктивные части разреза без обсадки трубами, с открытым забоем. Выделение «работающих» пластов предусматривалось осуществлять с помощью высокоточной термо- и дебитометрии. Но ограниченные технические возможности в совокупности с природными термобарическими условиями и многочисленными осложнениями в открытых стволах скважин не позволили достичь положительных результатов.
В последующем продуктивная толща триаса вскрывалась на полную мощность, перекрывалась эксплуатационной колонной и оценка насыщения разреза нефтью и газом производилась посредством испытания в колонне объектов, выделяемых на основе комплексной обработки скважинных геолого-геофизических материалов и с учетом результатов испытания ранее пробуренных скважин.
В настоящее время, несмотря на то, что информативность ГИС возросла, проблема выделения и оценки насыщения коллекторов сложного типа остается актуальной. Испытание всего продуктивного триасового разреза в колонне также оказалось недостаточно эффективным, что привело к увеличению продолжительности строительства скважин, затруднило своевременную оценку продуктивности верхних горизонтов и в итоге снизило эффективность поисково-разведочных работ.
Практически при получении из нижней части вулканогенно-карбонатной толщи средних или высоких дебитов (10-50 или более 50 м3/сут условного топлива) считается экономически оправданным оставлять скважины на этих объектах [2]. Как правило, такие скважины оказывались в лучших структурных условиях и вскрывали большие мощности каверно-поровых коллекторов. Оценка же продуктивности верхних горизонтов осуществлялась по скважинам, пробуренным в основном на далеких крыльевых и периклинальных окончаниях структур, где притоки нефти и газа низкие (менее 2 м3/сут). Поэтому верхние горизонты остаются недостаточно изученными и почти не используются.
Отмеченные трудности могут быть в значительной мере преодолены путем более широкого применения пластоиспытателей на бурильных трубах. Подсчитано, что в скважине глубиной 4450 м затраты на испытание одного пласта пластоиспытателем примерно в 7 раз меньше, чем в колонне, а по времени примерно в 18 раз. Учитывая значительные затраты времени на опробование поисковых и разведочных скважин в XI пятилетке, а также количество ликвидированных скважин с непроизводительно спущенными эксплуатационными колоннами, следует подчеркнуть актуальность проблемы применения испытателей пластов на трубах (ИПТ).
Анализ проведенных пластоиспытаний на бурильных трубах показал, что в XI пятилетке на Южном Мангышлаке успешность получения пластового флюида из юрских отложений составила 49 %, из триасовых - 17 %, палеозойских - 9 %. Однако успешность пластоиспытаний в доюрской толще могла быть выше. Об этом свидетельствуют результаты испытаний триасовых отложений в колоннах и пластоиспытателями, подтверждающие данные работы [1]. В ней, в частности, обосновывается вывод об отрицательном воздействии на коллекторы и конечные результаты пластоиспытаний высоких репрессий, обусловленных применением глинистых растворов, утяжеленных баритом. Изучение фактического материала по скважинам позволило вывести «критерии достоверности пластоиспытаний», а также рекомендовать применение репрессий не более 6 МПа при вскрытии продуктивных частей разреза, а в дальнейшем при опробовании пластов, депрессии на них должны превышать репрессии вскрытия в 2 и 4-5 раз соответственно при испытании каверно-поровых и трещинных коллекторов. Низкая эффективность применения ИПТ при опробовании доюрской толщи вызывает необходимость дальнейшего уточнения выведенных «критериев достоверности пластоиспытаний». С этой целью интервалы пластоиспытаний в зависимости от типа коллектора объединены нами в три группы: интервалы с каверно-поровыми, порово-трещинными и трещинными коллекторами. Выведенные «критерии достоверности» иллюстрируются графиками зависимости репрессий вскрытий (Dр1) от частного от деления депрессии испытания на репрессию вскрытия (Dр2/Dр1).
Каверно-поровые коллекторы вулканогенно-карбонатных отложений триаса месторождений Ракушечное и Южный Жетыбай характеризуются открытой пористостью от 1 до 20 % и проницаемостью от 0,008*10-3 до 114.7x10-3 мкм2. На рис. 2 приведены данные, характеризующие условия вскрытия и пластоиспытания этих коллекторов. Как видно, ранее выведенный «критерий достоверности» испытания таких коллекторов [1] вполне правомерен. Однозначная оценка насыщенности каверно-поровых коллекторов возможна только при 2-кратном превышении Dр2 над Dр1. Порово-трещинные коллекторы вулканогенно-карбонатных отложений среднего триаса месторождения Оймаша обладают открытой пористостью от 4,1 до 13,6 %, а трещинные коллекторы - от 0,05 до 0,75 % [1]. К этой же группе отнесены палеозойские граниты месторождения Оймаша, имеющие аналогичный тип коллектора. Открытая пористость в испытанных интервалах гранитов варьирует от 0,83 до 10,2 % и проницаемость от 0,007 до 8,6*10-3 мкм2. На коллекторы такого типа высокие репрессии воздействуют сильнее, чем на каверно-поровые.
На рис 3 можно видеть, что притоки пластового флюида получены при репрессиях вскрытия Dр1 порядка 5 МПа и менее, в одном случае при 3,3-4,6-кратном превышении Dр2 над Dр1 и в другом от 7,3- до 12-кратного при репрессии вскрытия 2,6 МПа и менее. Такая дифференциация условий вызова притоков может быть обусловлена как большим варьированием коллекторских свойств испытанных пластов, так и малыми репрессиями их вскрытия. Из интервалов, опробованных пластоиспытателями и не давших притока, при повторном испытании в колонне были получены незначительные притоки пластового флюида.
Трещинные коллекторы по сравнению с каверно-поровыми и порово-трещинными обладают более низкой пористостью, составляющей в среднем 0,56 % [3]. Видимо, поэтому и из-за кольматирующего воздействия промывочных жидкостей практически ни из одного объекта испытания триасовых отложений с трещинным типом коллектора на десяти площадях Южного Мангышлака пластоиспытателями притоков пластового флюида не получено. Сопоставление бесприточных интервалов ИПТ и давших приток бурового раствора, при испытании которых создавалось до 3,4-кратного превышения Dр2 над Dр1, с аналогичными интервалами испытаний в колонне свидетельствует о насыщенности испытанных пластов флюидами. Однако объекты испытания характеризовались только низкодебитными притоками (не превышали 0,5 м3/сут). Поэтому в доюрских отложениях с трещинными коллекторами создание 4-5-кратного превышения Dр2 над Dр1 можно считать оптимальным условием пластоиспытания, после которого при отсутствии притока объект может считаться неперспективным. Таким образом, при создании оптимальных условий пластоиспытания с помощью ИПТ можно получать объективную оценку насыщенности доюрского разреза.
Основываясь на возможности получения достоверной оценки насыщенности доюрских отложений флюидами с помощью пластоиспытателей на бурильных трубах предлагается в первых же поисковых скважинах (количество которых находится в зависимости от сложности строения структуры) всю продуктивную толщу триаса охватить пластоиспытанием с максимально возможной высотой интервалов испытания.
На примере объектов, давших приток при испытании триасовых отложений с каверно-поровыми коллекторами, установлено, что в вулканогенно-карбонатной толще максимальный интервал может составить 80-100 м [1], а в верхнетриасовой толще - менее 50 м. При открытии залежей УВ, в последующих разведочных скважинах интервалы достоверных пластоиспытаний в аналогах продуктивных разрезов могут быть сокращены до 15-20 м (рис. 4). В свою очередь, уточнение границ продуктивных интервалов по ГИС, керновым материалам и результатам опробования позволяет произвести геолого-экономическую оценку выявленной залежи УВ, обоснованно и своевременно решать вопрос о целесообразности проведения дальнейших разведочных работ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Котов В.П. Пути повышения эффективности пластоиспытаний в триасовых отложениях Южного Мангышлака.- Труды КазНИПИнефти. Грозный, 1982, вып. 9, с. 21-24.
2. Методические указания по ведению работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа / Г.А., Габриэлянц, А.М. Бриндзинский, А.Н. Золотов и др. М., ВНИГНИ, 1982.
3. Проняков В.А. Емкостные и фильтрационные свойства доюрских образований Южного Мангышлака.- Труды КазНИПИнефти. Грозный, 1983, вып. 10, с. 11 - 13.
4. Чагай В.Г. Некоторые причины кавернообразования при бурении скважин. - Труды КазНИПИнефти. Грозный, 1984, вып. 11, с. 23-27.
Рис. 1. Сопоставление данных сейсморазведки с контурами распространения каверно-поровых коллекторов в триасовых отложениях:
а - пачка Б Северо-Ракушечного
месторождения; б - пачка В - месторождения Южный Жетыбай; 1 – изогипсы 
отражающего
сейсмического горизонта, м; 2 - изопахиты каверно-поровых коллекторов, м
Рис. 2. Каверно-поровые коллекторы триасовых отложений месторождений Ракушечное, Южный Жетыбай, Северо-Западный Жетыбай и Тасбулат:
1 - отсутствие притока; 2 - приток газа; 3 – буровой раствор; Dр1 - репрессия вскрытия, МПа; Dр2 – депрессия испытания, МПа, Dр2/Dр1- отношение депрессии испытания к репрессии вскрытия
Рис. 3. Порово-трещинные коллекторы среднетриасовых и палеозойских пород:
1 - приток нефти; 2 - буровой раствор с пленкой нефти; 3 - разгазированный буровой раствор. Ост. усл. обозн. см. на рис. 2
Рис 4. Схема уточнения продуктивных интервалов с помощью пластоиспытателей на бурильных трубах:
1 - известняки; 2 - доломиты; 3 - туфоалевролиты; 4 - песчаники; 5 - приток нефти; 6 - «сухо»