|
УДК 622.279:552.578.2.061.4(470.46) |
А.Д. КУРЫШЕВ (Нижневолжскгеология)
В Прикаспийской впадине открыты, разведываются и вводятся в эксплуатацию все новые месторождения нефти и газа, приуроченные к палеозойским карбонатным коллекторам порового и сложного типов.
На примере Оренбургского ГКМ была обоснована модель залежи с двумя резко различными системами проницаемости: низкой матричной и высокой трещинной [1, 3]. При этом было доказано, что проводимость горизонтально-трещиноватых плитчатых пластов-суперколлекторов является определяющей для механизма дренирования залежи. Напротив, вертикальные трещины характерны для уплотненных малопроницаемых пород. Они, как правило, залечены вторичными минералами. На АГКМ пласты плитчатых суперколлекторов этими авторами выделены в разрезах многих скважин и выдаваемые ими рекомендации по освоению залежи целиком базируются на этой модели.
В связи с этим считаем необходимым детальнее осветить сведения о трещиноватости разреза месторождения на основании изучения керна разведочных скважин с привлечением промысловых характеристик действующих скважин участка опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) АГКМ.
Карбонатные породы-коллекторы представлены пятью генетическими типами, являющимися продуктами накопления органогенных осадков мелководно-морских шельфовых фаций обширного Астраханского сводового поднятия. Известняки водорослевые, криноидно- и фораминиферово-водорослевые с нечеткой слоистостью, массивные, с невысоким содержанием нерастворимого остатка, изначально были высокоемкими, сильно проницаемыми. Вследствие проявления интенсивных постседиментационных процессов на глубинах более 3 км в жестких термобарических условиях породы претерпели значительное уплотнение, перекристаллизацию и вторичное минералообразование (кальцит, кремнезем) , значительно сократились размеры первичных пустот, ухудшилась их сообщаемость. Вместе с тем проявились процессы выщелачивания, трещинообразования, отразилось воздействие на карбонатную матрицу УВ.
Газонасыщенная толща АГКМ представлена неравномерным линзовидно-слоистым чередованием пористых, слабопористых и уплотненных пород. Фильтрационные свойства матрицы известняков низкие вследствие преимущественно тонкопоровой сложной структуры пустот. Отложения коррелируются по фаунистическим остаткам и на основе данных ГИС. В составе башкирского яруса выделяется 20 пачек, которые представлены коллекторами порового, трещинно-порового и порово-трещинного типов с пористостью 3-18 %, абсолютной газопроницаемостью (0,02-10)*10-15 м2, редко более. По керну установлено, что вся толща подсолевых карбонатных отложений пронизана многими системами трещин седиментационно-тектонического и тектонического типов [2, 4]. Трещиноватость пород изучалась в образцах керна, пришлифовках и кубиках, насыщенных люминофором (по методике К.И. Багринцевой) и в петрографических шлифах по методу ВНИГРИ. Всего исследовано более трех тысяч образцов. Полученные данные согласуются с материалами широкополосного АК [4]. В продуктивной толще развиты трещины горизонтальные (субгоризонтальные), вертикальные и наклонные (диагональные). По своим размерам и роли в газонасыщенной системе различаются внутрипластовые и межпластовые макротрещины значительной (по керну до 2 м) протяженности, а также микротрещины, проявляющиеся в виде сколов, различимые под микроскопом.
Трещины седиментационные горизонтальные развиты преимущественно в слойчатых микрозернисто-шламовых, глинизированных хемогенных известняках с пористостью ниже 3 % и локально - в биоморфно-детритовых и мелкодетритовых водорослевых разностях, пористость которых 6-12 %. За счет их развития порода приобретает плитчатую и листоватую отдельности. Поверхность сколов неровная занозистая, волнистая, чешуйчатая. Раскрытость трещин (в шлифах) 1-20 мкм, расчетная трещинная проницаемость 0,5-4, редко (10-20)*10-15 м2. Поверхностная густота горизонтальных открытых трещин в уплотненных шламовых и глинизированных микрозернистых разностях составляет 0,5-0,8, участками повышается до 2- 2,5 см/см2, в породах биоморфных, детритовых и обломочных литогенетических типов обычно не превышает 0,2 см/см2.
Тектонические трещины вертикального, наклонного (диагонального) направлений представлены тремя системами взаимно-пересекающихся макро- и микротрещин различной длины и ширины. В керне макротрещины встречаются редко, а микротрещины - практически повсеместно. Они имеют ветвистую, кулисовидную или перистую форму. Поверхность сколов ступенчатая, со следами фильтрата бурового раствора. Длина микротрещин 1-10 см, ширина 0,5-20 мкм. трещинная проницаемость (0,5-5)*10-15 м2. К ним приурочены щелевидные и поровые расширения пустот выщелачивания. Густота вертикальных и наклонных открытых трещин в кернах несколько ниже, чем в горизонтальных. В породах прикамского, северокельтменского горизонтов она составляет в среднем 0,35- 0,48, а краснополянского - 0,2-0,39 см/см2.
Как показывают результаты изучения керна, интенсивность развития тектонических трещин вертикального и наклонного направлений отражает не столько плотностной характер матричной основы пород, сколько положение пласта на структуре: интенсивность трещин разрыва заметно повышается в направлении к наиболее приподнятой части Аксарайской валообразной структуры.
В продуктивной толще месторождения не менее широко, чем открытые трещины, развиты вертикальные и наклонные, залеченные вторичным кальцитом. Протяженность их по керну от нескольких сантиметров до 1-1,5 м, ширина 5-200 мкм, а участками достигает 0,8-1 мм. Эти данные могут указывать на наличие в пластовых условиях достаточно широких открытых субвертикальных трещин. Субгоризонтальные, выполненные вторичным кальцитом, тонкие, извилистые, прерывистые, в разрезе встречаются сравнительно редко. И это, по нашему мнению, доказывает весьма незначительную раскрытость их на глубине.
Распространение в карбонатной толще АГКМ эффективных, а также залеченных трещин тесно связано с процессами переформирования первичной нефтяной залежи в современную - газоконденсатную [5]. По данным Р.С. Сахибгареева, изучавшего разуплотнение коллекторов по керну, в разрезе башкирской залежи выделяется до десятка зон становления древних ВНК, представленных подзонами растворения (мощность до 6-8 м) и подстилающими их подзонами цементации кальцитом (мощность 2-5 м). Отмечено, что подзоны цементации чаще имеют характер стяжений.
Сопоставление палеоВНК по разрезам скважин показывает, что они занимали положение, параллельное современному ГВК. В результате проявления наложенной зональности, связанной с формированием газоконденсатной залежи, трещины всех систем оказались поинтервально то открытыми, то залеченными в зависимости от положения палеоВНК.
Становление древних ВНК не всегда сопровождалось цементацией трещин кальцитом. По периферии залежи развивались преимущественно зоны разуплотнения за счет выноса растворенного вещества в законтурную часть месторождения, Здесь в зонах растворения плитчатая отдельность слойчатых водорослевых известняков трансформировалась в тонколистоватую. Участки тонкоплитчатых, щебенчато-плитчатых пород имеют мощность 8 м, открытую пористость 12% (скв. 45). Их, видимо, следует выделять как пласты с улучшенными фильтрационными свойствами.
Интенсивное разуплотнение пород-коллекторов наиболее благоприятного генезиса (водорослевые биостромы) обусловило развитие в продуктивной толще АГКМ пачек пластов с повышенными емкостными свойствами. К ним относятся пачки 3 (прикамский горизонт), 8, 9 и иногда 10 (верхняя часть северокельтменского горизонта). Они обеспечивают высокие дебиты скважин и при менее интенсивной трещиноватости.
Механизм дренирования залежи представляется как более или менее равномерный приток флюидов в перфорированный интервал ствола скважины по сложной многоканальной системе: из порового пространства матрицы через тончайшие капилляры в микротрещины внутри блока породы, затем по межблоковым макротрещинам в скважины. Пласты коллекторов с различными ФЕС и тонкоплитчатые маломощные участки разреза связаны между собой множеством вертикальных трещин. Работает вся объемная система залежи, а не единичные маломощные пласты суперколлекторов. Достаточно продолжительный опыт стабильной работы более десятка скважин участка ОПЭ с дебитом 400- 500 тыс. м3/сут при устойчивых устьевых давлениях (20-25 МПа) является тому доказательством.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Жабрев И.П., Закиров С.Н., Политыкина М.А. Суперколлекторы и их роль в управлении системой разработки месторождений // Геология нефти и газа.- 1986.- № 8.- С. 1-6.
2. Курышев А.Д., Умнов Е.С. К вопросу о выделении типов карбонатных коллекторов Астраханского ГКМ по данным исследований керна // В кн.: Геологическое строение и нефтегазоносность Нижнего Поволжья.- Саратов.- 1984.- Вып. 4. С. 15-19.
3. Политыкина М.А. Геологические особенности разработки газоконденсатных залежей в малопроницаемых коллекторах // Геология нефти и газа.- 1986,- № 12.- С. 30-35.
4. Применение акустического каротажа для выделения трещиноватых зон на Астраханском газоконденсатном месторождении / Ю.М. Болычевский, М.Ю. Востриков, Е.Г. Дмитриев, А.Д. Курышев // Геология нефти и газа.- 1984.-№ 1.-С. 32-35.
5. Сахибгареев Р.С., Журавлева А.В. Литогенетические особенности коллекторов нефтяных залежей в связи с прямыми поисками // Сов. геология.- 1987.-№ 6.-С. 31-40.