|
УДК 553.98:550.812.003.13:551.762.33 |
Повышение эффективности разведки и подготовки к разработке газонефтяных залежей в карбонатных коллекторах рифогенного типа
М.Я. ЗЫКИН, Г.А. НЕВСКАЯ (ВНИИгаз)
Совершенствование методики разведки газонефтяных залежей и месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, и выявление возможности эффективной эксплуатации маломощных нефтяных оторочек является актуальной задачей, особенно для преимущественно газодобывающих районов. Обобщение и анализ геолого-промыслового материала разведки и опытно-промышленной эксплуатации Умидского газонефтяного месторождения Западного Узбекистана позволили внести предложения по доразведке отдельных участков нефтяной оторочки в связи с возможностью более эффективной ее отработки.
Рассматриваемая залежь приурочена к юго-восточной части Чарджоуской ступени, в пределах которой подсолевые карбонатные отложения верхней юры преимущественно газосодержащие. Однако нефтепроявления и непромышленные скопления нефти под газовыми залежами установлены практически на всех выявленных газовых месторождениях. Формирование нефтяных оторочек при предельном заполнении ловушек газом на большинстве месторождений обусловливает небольшую их высоту, в среднем около 10 м. Район исследования характеризуется слабым изменением напоров пластовых вод, поэтому ГНК и ВНК являются практически горизонтальными.
В связи с массивным типом газонефтяных залежей, в интервал залегания как газовой части залежи, так и нефтяной оторочки входят карбонатные отложения различного типа. Последняя особенность нефтяных оторочек указывает на необходимость детального рассмотрения литолого-фациальных особенностей и коллекторских свойств нефтенасыщенного разреза, установления их связи с продуктивной характеристикой на различных участках залежи.
На Умидском месторождении залежь связана с рифогенным комплексом пород, в котором выделяется горизонт XV-P и надрифовая часть (горизонт XV-HP), отличающиеся степенью макронеоднородности разреза и ФЕС. Газовая часть залежи приурочена в основном к надрифовым и частично - к рифовым известнякам. Вмещающие нефть породы представлены преимущественно карбонатными отложениями горизонта XV-P, в котором доминируют высокоемкие пористо-кавернозные известняки, уплотненные разности встречаются в виде единичных маломощных прослоев и линз. Горизонт XV-HP характеризуется чередованием плотных и пористых известняков. Соотношение их в разрезе и в плане неравномерное. Таким образом, для Умидской газонефтяной залежи присуща неоднородность коллекторов по разрезу и площади.
В пределах площади залежи выделяются три зоны, поскольку нефтяная оторочка размещается внутри карбонатных пород различного типа. На литолого-фациальной схеме (рис. 1, а, б) показаны границы этих зон. В зоне I весь разрез нефтяной оторочки сложен карбонатными отложениями горизонта XV-P, в зоне II - горизонтов XV-P и XV-HP, в зоне III - XV-HP. К зоне I относятся сводовые и присводовые части рифогенной структуры, где в интервале нефтяной оторочки вскрываются преимущественно рыхлые пористые и кавернозные известняки, обладающие наиболее высокими коллекторскими свойствами и имеющие максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины. В этой зоне выделяются два локальных участка - район расположения скв. 1,2,8,12,16, 19 в восточной части структуры и скв. 9,17 - в западной (см. рис. 1, а, б). Эффективные нефтенасыщенные толщины (рис. 2, a) изменяются здесь от 7,6 м (скв. 9) до 10,6 м (скв. 19), пористость рифогенных пород (рис. 2, б) достигает 19 % (скв. 9), а нефтенасыщенность - 0,86 (скв. 19). Для данной зоны, особенно ее восточного участка, характерна наиболее высокая проницаемость. Проницаемость, определенная для нефтенасыщенной части по керну, изменяется от 285*10-3 мкм2 (скв. 16) до 1384* 10 -3 мкм2 (скв. 8). Высокие значения проницаемости коллекторов нефтенасыщенной части залежи обусловили относительно высокие дебиты нефти в скважинах этой зоны (до 60 м3/сут в скв. 16). Однако ни в одной скважине данной зоны не получена чистая нефть в процессе опробования и во время ОПЭ (скв. 8). ГНК и ВНК в пределах данной зоны проходит внутри горизонта XV-P, где плотные прослои в разрезе встречаются редко.
Отсутствие таких прослоев, а также трещиноватость и кавернозность карбонатных пород в зоне I обусловливают прорыв в нефтяную, часть пласта газа и воды даже при небольших депрессиях. Так, в скв. 12 из средней части интервала нефтяной оторочки уже на 2-мм штуцере был получен вместе с нефтью приток газа, а при незначительном увеличении депрессии в продукции скважины появилась вода. В скв. 16 при опробовании интервала вблизи ВНК с нефтью были выявлены притоки газа при депрессиях более 0,6 МПа. В скв. 19 в интервале нефтяной оторочки вместе с нефтью получен промышленный приток газа при депрессии (2 МПа). Увеличение депрессии на пласт способствует резкому росту газового фактора. Например, в скв. 16 фонтан газа был отмечен при работе нефтеносного интервала, в скв. 2 при депрессии 1,2 МПа - приток газа без нефти, хотя на наличие нефтяной оторочки указывают данные ГИС и ОПК; нефтенасыщенный интервал по керну представлен хорошим карбонатным коллектором без плотных прослоев.
В скв. 1 при опробовании интервала нефтяной оторочки вместе с нефтью и газом был получен приток воды, несмотря на наличие в зоне ВНК плотного прослоя.
Результаты полугодовой ОПЭ верхней части нефтяной оторочки в скв. 8 показали, что ее стабильная работа нефтью дебитом 3 т/сут и газом возможна при депрессии менее 0,4 МПа. Результаты исследования на разных режимах интервала в зоне ГНК показали увеличение газового фактора с возрастанием депрессии на пласт.
Как показывают результаты опробования, исследования и ОПЭ, в зоне I практически невозможно получить безгазовые притоки нефти. Безводные притоки при отсутствии трещиноватости в приконтактной зоне отмечаются в отдельных скважинах.
В западной части структуры по типу пород, слагающих интервал нефтяной оторочки, и по коллекторским свойствам зона I несколько отличается от соответствующей зоны в восточной части (отсутствие макротрещиноватости и наличие крупных каверн). Однако их общая основная особенность - непосредственный контакт нефти с газом и водой, что обусловливает аналогичную промысловую характеристику.
Известно, что наиболее эффективный процесс вытеснения нефти из пласта осуществляется водой и в меньшей степени газом. В газонефтяных залежах для наиболее полного вытеснения нефти водой из всего объема нефтяной части необходимо обеспечивать неподвижность ГНК. Это достигается равномерным снижением давления в газовой и в нефтяной части залежи [1].
Для газонефтяных залежей типа Умидской, где высота газовой части больше высоты нефтяной оторочки, одновременный отбор как нефти, так и газа может создать оптимальные условия для рациональной эксплуатации залежи (при геологопромысловой характеристике нефтяной оторочки в зоне 1).
В средней части площади залежи выделяется зона II, которая окаймляет зону I; в связи с крутыми крыльями в юго-восточной части структуры эта зона практически отсутствует (см. рис. 1, а). При опробовании нефтяной оторочки именно в этой зоне в скв. 4 и 13 отмечено отсутствие прорыва свободного газа. В зоне II нефтенасыщенный разрез представлен как рифогенными известняками горизонта XV-P в нижней части оторочки, так и отложениями горизонта XV-HP в верхней. В зоне II ГНК проходит в горизонте XV-HP, где значительную долю составляют плотные карбонатные породы. В связи с этим вероятность экранирования нефтяной залежи на границе газ - нефть больше в зоне II, которая является благоприятной для безгазовой работы нефтяных скважин, и следовательно, должна разведываться более детально.
В то же время ВНК в зоне II проходит внутри горизонта XV-P (см. рис. 1, б), в связи с чем в ней возможен прорыв подошвенных пластовых вод. Надежность экранирования плотными породами горизонта XV-HP на границе газ - нефть не установлена, так как она вскрывается тремя скважинами (4, 10,13). Нефтенасыщенный разрез зоны II характеризуется благоприятными коллекторскими свойствами и соизмеримым с зоной I объемом нефтенасыщенных пород. Эффективные нефтенасыщенные толщины несколько уменьшаются в разрезе скважин зоны II за счет увеличения доли плотных прослоев, но коллекторские свойства проницаемой части достаточно хорошие: пористость в северной части зоны до 16 %, а проницаемость надрифовой части до 75*10-3 мкм2.
Оценка экранирующих свойств плотных прослоев в зоне ГНК может быть проведена по результатам опробования и ОПЭ пробуренных в данной зоне скважин. В скв. 10 плотные породы надрифовой фации слагают верхнюю часть нефтяной оторочки, отделяя газо- и нефтенасыщенные части разреза. Этим обусловлено отсутствие свободного газа при опробовании нефтеносных интервалов при депрессиях на пласт до 1,8 МПа.
В зонах I и II развита, хотя и неповсеместно, трещиноватость. В скв. 13 наличие трещин в карбонатных породах (по керну) обусловило прорыв газа при испытании, несмотря на 10-метровый плотный прослой на границе нефть-газ.
Результаты исследования скв. 4 свидетельствуют о возможности получения безгазовых притоков при наличии плотных прослоев на границе газ-нефть. При опробовании интервала нефтяной оторочки в зоне ВНК получен приток нефти без прорыва газа. Опробование и ОПЭ верхнего приконтактного интервала показали, что при увеличении депресий на пласт (в отличие от данных в скв. 8 по зоне I) в 3,5 раза возрастает дебит нефти, при этом почти вдвое уменьшается газовый фактор и растет коэффициент продуктивности. Проведенные в начале ОПЭ гидродинамические исследования позволили установить, что при депрессии до 0,4 МПа среднесуточный дебит нефти составил 20-30 т/сут. Скважина проработала стабильно безводной газонефтяной смесью в течение сравнительно продолжительного времени (более 4 лет). Резкое увеличение добычи нефти привело к появлению воды в продукции скважин.
Данные разведки, опробования и ОПЭ позволяют отметить некоторые характерные для данной зоны особенности: 1) по керну карбонатные коллекторы зоны II представлены более плотными разностями, уменьшается доля трещинных коллекторов, что обусловливает меньшие дебиты нефти при опробовании скважин; 2) безгазовые притоки нефти получены при опробовании нефтяной оторочки в скв. 4,10, где на границе газ - нефть в разрезе имеются плотные породы.
В зоне III весь нефтенасыщенный разрез представлен отложениями горизонта XV-HP. Эта зона развита по периферийной части залежи, вдаваясь заливообразно в районе скв. 5 в центральную часть структуры (см. рис. 1, а). Нефтяная оторочка вскрыта здесь тремя скважинами (5,15,18), при этом нефтенасыщенные толщины являются минимальными (соответственно 3,2 и 3,6 м) в связи с преобладанием в разрезе нефтяной оторочки пород-неколлекторов. В отличие от скважин северной части зоны III, в скв. 5 эффективная нефтенасыщенная толщина имеет максимальную для площади величину- 11,6 м, пористость коллекторов также высокая. Это, по-видимому, обусловлено местоположением скв. 5 в межкупольной зоне по отношению к собственно рифогенной части структуры (см. рис. 1, а). Интервал нефтяной оторочки на этом участке представлен переотложенными продуктами разрушения рифа, которые могут обладать высокими коллекторскими свойствами [2].
В скв. 15 разрез нефтяной оторочки представлен типичными для горизонта XV-HP переслаивающимися известняками с различной проницаемостью. Опробование двух приконтактных интервалов нефтяной оторочки показало возможность получения безводных притоков нефти из нижнего интервала при депрессиях менее 1,2 МПа. Данные опробования единым интервалом газовой и нефтяной частей продуктивного разреза не позволяют определить оптимальные условия получения безгазовых притоков нефти при наличии на контакте газ-нефть плотных карбонатных прослоев. В зоне III ГНК и ВНК проходят в горизонте XV-HP, что свидетельствует о большей обособленности нефтяной части залежи от газовой и от подошвенных вод разделами плотных пород. Однако такое положение нефтяной оторочки в данной зоне не является обязательным условием наличия экранирующих плотных прослоев в приконтактных зонах, где таких экранирующих разделов может и не быть.
В скв. 5 благодаря наличию плотного карбонатного пропластка на границе нефть-вода из нижнего интервала нефтяной оторочки получен безводный промышленный приток нефти. Отсутствие плотных прослоев в зоне ГНК обусловливает получение вместе с нефтью также и свободного газа.
Слоистое строение нефтенасыщенного коллектора и наличие плотных прослоев в приконтактных участках нефтяной оторочки свидетельствует о возможности получения в зоне III притоков нефти без прорывов газа и воды.
Рассмотренный материал показывает, что в пределах нефтяных частей залежей, аналогичных Умидской, в карбонатном разрезе следует выделять следующие участки, различные по типу пород: зона I сводовых и присводовых частей структуры (интервал нефтяной оторочки сложен преимущественно кавернозными рифогенными известняками); зона II, окаймляющая зону I, в ее пределах контактируют надрифовые и рифовые отложения, при этом в области ГНК возможно экранирование нефти плотными карбонатными пропластками; зона III периклинальных частей ловушки, где весь нефтенасыщенный разрез представлен надрифовыми отложениями с преобладанием в разрезе плотных карбонатных прослоев, характеризующихся уменьшением эффективных нефтенасыщенных толщин и ухудшением коллекторов.
В связи с небольшой высотой нефтяной оторочки и разнообразием типов карбонатных пород, слагающих нефтенасыщенный интервал продуктивной толщи, необходимо проводить в процессе опробования и ОПЭ тщательные гидродинамические исследования при постепенном увеличении депрессии с целью установления оптимальных условий эксплуатации нефтяной оторочки в каждой из выделенных зон. Так, в зоне I, где не удалось получить безгазовые притоки нефти, оптимальным режимом эксплуатации следует считать работу при депрессии менее 0,4 МПа и дебите нефти 3 т/сут.
В зоне I даже незначительное возрастание депрессии влечет за собой резкое увеличение газового фактора и может вызвать переход при добыче с нефти на газ. Для зоны II наличие плотных прослоев карбонатных пород на границе газ - нефть создает благоприятные условия для совместной эксплуатации единым интервалом нефтяной и газовой частей пласта при высоких депрессиях на пласт и с большими дебитами. Опасность прорыва воды в нефтяную часть в зонах I и II сдерживает более высокий отбор газонефтяной продукции. Оптимальным режимом работы, как было установлено в процессе ОПЭ скв. 4, являются депрессия до 0,4 МПа и дебит нефти до 20-30 т/сут. На других участках зоны II можно получить как безводные, так и безгазовые притоки нефти.
Выявленное влияние литологических особенностей нефтенасыщенного разреза в зоне II позволяет учитывать возможность получения безгазовых притоков нефти при больших депрессиях, чем при оптимальных депрессиях работы скважин в зоне I. Поэтому необходимо более полное изучение зоны II в процессе разведки.
Зона III, где весь нефтенасыщенный интервал представлен карбонатными отложениями горизонта XV-HP, изучена недостаточно. Это не позволяет судить о степени изолированности нефтяной части пласта от выше- и нижележащих газо- и водоносных коллекторов и особенностях нефтяной оторочки во всей зоне. Несмотря на получение промышленных притоков нефти при опробовании скв. 15, северную часть зоны III, где эффективные нефтенасыщенные толщины являются минимальными для данной площади, вряд ли следует детально разведывать. Целесообразно было бы ввести скв. 15 в ОПЭ с целью определения возможности продолжительной добычи нефти, установления экранирующей способности плотных прослоев.
Выводы
1. Анализ данных разведочных работ, опробования и исследования в процессе ОПЭ нефтенасыщенного разреза позволил создать модель нефтяной оторочки наиболее изученного в рассматриваемом районе Умидского месторождения с выделением различных фациальных зон, предопределяющих режим промышленного освоения.
2. Для надежного выделения объектов, пригодных для эффективной эксплуатации, при разведке необходимо осуществлять более полный отбор и изучение керна, тщательную привязку интервалов опробования к результатам геофизических исследований, а также проводить режимные испытания интервалов нефтяной оторочки.
3. Проведение большого объема разведочного бурения и опробования нефтяных оторочек рассмотренного типа по всей площади является нецелесообразным.
4. Обоснованной представляется концентрация разведочных и опробовательских работ в пределах зоны II нефтяной оторочки, которая может явиться объектом добычи нефти без прорыва газа.
5. Повышение эффективности разведки газонефтяных залежей рассмотренного типа может быть также достигнуто за счет широкого применения ОПЭ, особенно на участках, где отсутствуют в разрезе экраны и наблюдается развитие относительно ухудшенных коллекторов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей.- М.: Недра.- 1978.
2. Бабаев А.Г. Неоднородность строения карбонатной формации келловей-оксфордского возраста Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области и ее природы // Труды ВНИГНИ.- 1978.- Вып. 200.- С. 7-10.
Рис. 1. Схема развития фациальных зон в интервале нефтяной оторочки (а) и профильный разрез продуктивной толщи по линии скв. 11-9-5-8-1-12-6 (б):
1 - ВНК; 2 - ГНК; 3 - линия выклинивания карбонатного коллектора; 4 - граница зон распространения горизонтов XV-P, XV-P+HP и XV-HP в интервале нефтяной оторочки; 5 - породы-коллекторы / непроницаемые породы; 6 - скважины
Рис. 2. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин (а) и пористости нефтенасыщенной части (б) месторождения Умид:
1 - ВНК; 2 - ГНК; 3- граница выклинивания коллектора; 4 - в числителе - номер скважины, в знаменателе - эффективная нефтенасыщенная толщина, м (а); 5 - изопахиты, ж; 6 -в числителе - номер скважины, в знаменателе - пористость, % (б); 7 - линии равной пористости, %