УДК 552.578.2.061.4(470.56)

Оценка трещиноватости продуктивной толщи Оренбургского газоконденсатного месторождения

В.П. КАРЦЕВА, Н.Н. МАРЬЕНКО, Р.А. РЕЗВАНОВ (МИНГ)

Разработка массивной залежи в нижнепермских и каменноугольных карбонатных отложениях Оренбургского газоконденсатного месторождения (ОГКМ), начиная с первых лет эксплуатации, сопровождается интенсивным обводнением, особенно в центральной его части. Оптимизация системы разработки и повышение конечных коэффициентов извлечения углеводородного сырья требуют знания механизмов внедрения пластовых вод в залежь [2, 4].

При исследовании обводнения отдельных скважин и участков месторождения одним из важнейших факторов является вопрос о степени сообщаемости пористо-проницаемых комплексов (резервуаров), разобщенных плотными, слабопроницаемыми разделами (гидродинамическими экранами). В этой связи возникает необходимость оценки их сплошности по простиранию, наличию или отсутствию проницаемых «окон», интенсивности и распределению трещиноватости.

Большой объем исследований трещиноватости пород продуктивной толщи ОГКМ, выполненный в период разведки, показал ее широкое развитие как в породах-коллекторах различного типа [1, 5], так и в уплотненных разностях, что позволило обосновать, в частности, трещинный тип коллектора с непроницаемой матрицей (Кп.тр=0,4 %). Вместе с тем эти исследования свидетельствуют о значительной неоднородности распространения и различных масштабах трещиноватости пород по разрезу и площади месторождения. Отмечено развитие системы относительно крупных секущих трещин наряду с ветвящимися микротрещинами небольшой раскрытости. Имеются данные о различном характере заполнения трещин, вплоть до их полной запечатанности битумами и минеральным веществом.

Промысловые данные о роли экранов в процессах разработки и обводнения ОГКМ, а также результаты контроля его разработки методами ГИС противоречивы и могут быть истолкованы неоднозначно [2, 4]. Оценка трещиноватости уплотненных разностей пород продуктивной толщи ОГКМ геофизическими методами имеет большое значение, поскольку она позволяет судить об их потенциальных экранирующих свойствах и является в то же время более представительной по сравнению с керновыми данными.

Следует иметь в виду, что используемые в настоящей работе методы ГИС дают представление в основном о горизонтальной и хаотически распределенной трещиноватости плотных и низкопористых пород (Кп<6 %), причем предполагается влияние лишь открытых сообщающихся трещин, которые при вскрытии их скважиной заполняются фильтратом промывочной жидкости.

По-видимому, отдельные трещины вертикального направления не могут оказывать существенного влияния на результаты электрических методов, и для их обнаружения требуются специальные исследования. Количественные оценки трещинной пористости пород, приводимые ниже, могут рассматриваться в качестве ее нижнего предела, однако они представляют реальную меру проницаемости и экранирующих свойств уплотненных толщ ОГКМ. Поэтому отсутствие заметной трещиноватости по данным ГИС в низкопористых породах (<6 %) можно рассматривать как показатель их достаточно высокой экранирующей способности при разработке месторождения и невозможности образования локальных конусов обводнения, пересекающих эти прослои. Это не исключает, однако, возможности вертикального или субвертикального подъема вод по разломам или относительно узким, тектонически ослабленным зонам с последующим растеканием по проницаемым пластам.

Основными для изучения коллекторов с трещинной пористостью являются методы двух растворов с повторными замерами сопротивлений, низкочастотный (широкополосный) акустический (АКН) и функционального преобразования (нормализации) диаграмм различных методов ГИС.

Способ двух растворов, успешно примененный в ряде районов при изучении трещинных пород, основан на изменении УЭС коллекторов при заполнении порового пространства растворами различной минерализации. Установлено, что для эффективного применения способа необходимо изменить соленость промывочной жидкости не менее чем в 2-3, лучше в 5-10 раз. Важное значение имеют также время проведения замеров и порядок смены минерализации растворов. Колебания УЭС породы при замене раствора зависят от густоты и ориентации трещин, пористости матрицы и увеличиваются с возрастанием контрастности минерализации используемых растворов. В благоприятных условиях можно дать количественную оценку величины трещинной пористости пород [3]. Карбонатные отложения ОГКМ способом двух растворов были исследованы в скв. 362 и 322.

Нижнепермские известняки вскрыты скв. 362 Оренбургской на растворе с высокой минерализацией (0,08 Ом-м). После смены его на пресный (0,8 Ом-м) и проведения повторного цикла измерений обнаружен рост эффективных сопротивлений по БК только против отдельных пластов с открытой пористостью не ниже 5-6 %, т. е. коллекторов гранулярного типа. В интервалах уплотненных пород, где возможны коллекторы трещинного и порово-трещинного типов, изменения практически отсутствуют. По-видимому, возникшей за счет превышения гидростатического давления в скважине над пластовым репрессии оказалось недостаточно для заметного внедрения пресного раствора в пласты. Только после создания на устье скважины избыточного давления в 5 МПа получен более ощутимый эффект = (4...5) и то лишь для пластов с Кп>6 % (рис. 1), т. е. выше граничной пористости гранулярных коллекторов. Трещинная пористость () рассчитывается по формуле

где -УЭФ фильтратов 1-го и 2-го растворов, Ом *м;- УЭС пласта (зоны проникновения) при 1-ом и 2-ом растворах соответственно.

Описываемая методика может дать завышенные из-за замены фильтрата не только в трещинах, но и в части межзерновых пор. Поэтому термин «трещинная пористость» и обозначение иногда (например, для высокопористых пород) имеют условный характер. Для большинства пластов с Кп 3...6 % трещинная пористость оказалась менее 0,01 %, что соизмеримо с погрешностью ее определения. Только у незначительной части пластов =0,01 ...0,08 %, и они могут быть отнесены к трещинным коллекторам. Для высокопористых пород (с общей пористостью ~10 %) трещинная составляющая пористости изменяется от 0,07 до 0,32 %.

Последовательность смены растворов в скв. 322 Оренбургской была другая: разрез сначала вскрывался на пресном растворе (0,81 Ом*м), затем он был заменен на раствор большей минерализации (0,12 Ом*м). Изменения кажущегося сопротивления установлены в основном против коллекторов гранулярного типа (рис. 2). Для трещинных коллекторов, уверенно выделенных способом нормализации кривых БК и НМ, показания БК практически не изменились. Изменения на глубинах 1705-1709, 1721-1731 м незначительны, а в интервале 1757-1771 м практически отсутствуют (хотя способ нормализации показывает в этом интервале наличие трещинной пористости). По-видимому, сказалось отсутствие дополнительного гидродинамического воздействия на пласты, без которого при малой раскрытости трещин не произошло заметной смены первоначально внедрившегося фильтрата другим. Возможна также некоторая закупорка трещин твердыми частицами бурового раствора.

Сопоставление с общей пористостью (Кп.о) по скв. 322 и 362 показывает, что пласты, выделенные способом двух растворов, в основном гранулярного типа (Кп>6 %). Чисто трещинные резности (Кп<3 %) в скв. 362 по методу двух растворов практически не обнаружены. В скв. 322, как уже было сказано, выделены маломощные прослои с незначительным эффектом изменения сопротивлений; их колеблется от 0,01 до 0,09 %.

Для выявления трещинных разностей известняков в низкопористых отложениях (Кп<6 %) даже при незначительной емкости трещин более эффективным и гораздо менее трудоемким оказалось функциональное преобразование диаграмм БК и одного из стационарных нейтронных методов (СНМ). Кроме того, исследования способом двух растворов проведены лишь в двух скважинах, а замеры БК и СНМ - практически во всех. Поэтому проследить распространение трещиноватости по площади можно только с помощью нормализации диаграмм БК и СНМ. Методика нормализации основана на сопоставлении данных измерений разных методов. Один из ее вариантов - нормализация диаграмм экранированного зонда (БК) и одного из методов пористости (AM или СНМ). Трещинные коллекторы этим способом выделяют по превышению показаний СНМ над нормализованной (логарифмической) кривой сопротивления. Трещинная пористость () определяется из соотношения

где - УЭС пласта в зоне исследования (БК) и насыщающего его фильтрата, а значение отсчитывают с нормированной диаграммы НГМ с использованием при этом шкалы сопротивлений.

В таблице представлены средние значения по отдельным возрастным группам, определенные по скв. 322 способом двух растворов и нормализацией, соответственно по формулам (1) и (2). Там же приведены значения общей пористости по НГМ (Кп.о). В артинских и сакмарских отложениях трещинные интервалы не обнаружены. Из рис. 2 видно, что в отличие от способа двух растворов по расхождению нормализованных диаграмм выделяется значительное число трещиноватых пропластков с Кп<6 %, большинство из них с Кп=1...3%.

И.П. Дзебань (1981 г.) по данным низкочастотной акустики (АКН) оценена величина в скв. 352, которая для сакмарских отложений и ассельских (интервал 1750-1792 м) изменяются от нуля до 0,85 %; среднее значение по 17 пластам - 0,24 %.

Массовая обработка диаграмм БК-3 и НГМ методом нормализации по большому числу разведочных, наблюдательных и эксплуатационных скважин позволила изучить развитие трещиноватых пород среди уплотненных отложений, особенно детально для пород ассельско-каменноугольного возраста в пределах центрального купола; особое внимание обращалось на нижний этаж продуктивных отложений в зоне ВНК. По многим скважинам построены корреляционные схемы. Большинство пластов-коллекторов продуктивных отложений ОГКМ хорошо коррелируется (рис. 3), трещинные разности низкопористых горных пород - значительно хуже. Характерная особенность трещиноватых карбонатных пород - крайне неравномерное распространение их по площади и разрезу. Наибольшая трещиноватость в купольной части месторождения приурочена к плотным карбонатам ассельского и верхнекаменноугольного возраста. Однако на склонах купола, в периферийных частях ОГКМ, трещиноватость в этих отложениях незначительна или вообще отсутствует. Такое локальное распространение трещиноватости в пределах центральной части ОГКМ может быть обусловлено тектоническими напряжениями. Чаще всего - это хаотически расположенные микротрещины [1]. Природа трещиноватости продуктивных отложений ОГКМ обусловлена не только тектоническими силами, но и вторичными процессами: растворения и выщелачивания. Такие процессы улучшают заложенные при осадконакоплении емкостные и фильтрационные свойства пород и определяют фильтрацию флюидов в карбонатных породах, как правило, по напластованию пород. Увеличивающаяся при этом емкость горизонтальных трещин, приуроченных к высокопористым коллекторам с хорошей проницаемостью, методами ГИС, как правило, не обнаруживается. Методами ГИС выделить эту трещиноватость на фоне общей высокой пористости возможно лишь в отдельных случаях при благоприятных условиях. Так, например, по скв. 322 в интервале 1887-1890 м (см. рис. 2) в коллекторах с пористостью от 17 до 20 % методами ГИС (два раствора - БК и нормализация) выявлены трещинные разности.

По нормализованным кривым определены мощности трещинных разностей в толще плотных пород с пористостью менее 6 %, а также в гранулярных коллекторах пористостью более 6 %, кроме того, по площади прослежены глинисто-мергелистые пропластки. Все мощности были учтены по отдельным возрастным группам от плотных отложений ассельского возраста до отложений среднего карбона включительно. Мощности трещинных разностей плотных частей разреза колеблются от нуля до 15,8 % общей мощности плотных пород. Исключение составляют отдельные скважины с сильно развитой трещиноватостью по разрезу; они приурочены, как правило, к ослабленным зонам центральной части месторождения. Например, в эксплуатационных скв. 171 и 159 мощности трещинных пород составляют соответственно 35,6 и 24,6 %. Таким образом, трещиноватость в низкопористых перемычках между коллекторами развита на ограниченных участках месторождения. Плотные породы с Кп<6 % могут служить практически непроницаемыми экранами между ниже- и вышележащими коллекторами. Кроме того, в разрезе имеются четко прослеживающиеся по площади глинисто-мергелистые прослои в отложениях верхнего и среднего карбона. Выдержанность этих прослоев по площади доказана многочисленными корреляционными схемами, построенными в МИНГ, ВГО Союзгазгеофизика, ВНИИгазе. Несмотря на их относительно небольшую мощность, они, наряду с плотными породами прилегающих участков разреза, служат непроницаемыми экранами, разобщающими коллекторы вертикально по разрезу.

Выводы

1. Трещинные разности в низкопористых породах нижнего этажа продуктивной толщи ОГКМ распределены в виде отдельных зон, не связанных между собой. Их мощности варьируют от нуля до 16 % от мощности низкопористых пород.

2. На ОГКМ способ двух растворов при выделении трещинных разностей в низкопористых карбонатах (Кп<6 %) оказался гораздо менее эффективным, чем способ нормализации диаграмм НГМ и БК даже при сравнительно высоких Кп.тр (более 0,1-0,2 %). Отсутствие эффекта проникновения при смене раствора может быть связано с малой раскрытостью трещин и низкой их проницаемостью, а также с кольматацией прискважинной зоны.

3. Результаты оценки Кп.тр по данным разных методов различаются. Их средние значения составляют 0,24 % по низкочастотной акустике (АКН), 0,09 % по способу нормализации диаграмм НГМ и БК и 0,04 % по методу двух растворов.

4. Экранирующие свойства уплотненных толщ в целом не могут быть существенно снижены за счет развития трещиноватости и основаны на следующих факторах: а) локальном характере распространения трещиноватых пород как по разрезу, так и по площади; б) невысоких в среднем значениях Кп.тр для пород с признаками трещиноватости; в) практически сплошной выдержанности глинисто-мергелистых прослоев либо уплотненных гидрофобизированных пород. Вертикальный подъем вод возможен лишь на локальных участках из-за разломов или тектонически ослабленных зон. Такие участки наиболее вероятны в центральной части ОГКМ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород.- М.: Недра, 1982.

2. 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.

3. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях.- М.: Недра, 1983.

4. О разработке Оренбургского газоконденсатно-нефтяного месторождения / В.Ф. Перепеличенко, К.И. Багринцева, С.П. Максимов // Геология нефти и газа.- 1987.- № 9.- С 44- 50.

5. Петерсилье В.И., Рабиц Э.Г., Макарова З.И. Комплексная методика оценки коэффициента газонасыщенности и нижнего предела пористости коллекторов Оренбургского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа.- 1975.-№ 8,- С. 25-29.

Таблица

Возраст пород	Низкопористые породы (Кп<6%)		Высокопористые породы (Кп>6%)
Возраст пород	%	%	%	%
Способ двух растворов
Ассельский	0,027	3,6	0,074	9,5
Верхнекаменноугольный	0,019	2,6	0,228	14,1
Среднекаменноугольный	0,0087	4,4	0,78	13,0
Способ нормализации диаграмм БК-НГМ
Ассельский	0,074	2,12	Не обн.
Верхнекаменноугольный	0,071	2,4	0,267	6,3
Среднекаменноугольный	0,095	3,74	Не обн.
Среднекаменноугольный	0,097*	4,05*	0,0751*	16,43*

* Залегание пород ниже ВНК

Рис. 1. Кривые выделения трещиноватых пород способом двух растворов по скв. 362 Оренбургской

Рис. 2. Выделение трещиноватых пород в скв. 322 Оренбургской способами двух растворов и нормализацией:

1 - газоносные пласты, 2 - трещиноватые породы

Рис. 3. Корреляционный профиль по скв. 96, 323, 810:

1- газоносные пласты, 2 - интервалы разреза с пониженными значениями БК (за счет трещиноватости), 3 - пласты с улучшенными фильтрационными свойствами (потенциальные обводнители), 4 - коррелируемые участки разреза, имеющие признаки трещиноватости