К оглавлению	УДК 551.762.33:553.982.003.12
	© Коллектив авторов, 1991

Дополнительные методы изучения рифогенных отложений в связи с оценкой запасов нефти и разработкой месторождений

В.Ф. ПЕРЕПЕЛИЧЕНКО, И.А. ЯКУНИН, А.Н. АСТАШОВА, Ю.С. ЕВТУШЕНКО (ВолгоградНИПИнефть)

В Волгоградской области вдоль западного борта Уметовско-Линевской депрессии открыты нефтяные месторождения, приуроченные к рифогенным отложениям девонского возраста. Рифовые массивы представляют собой четко выраженные положительные погребенные структуры иногда значительной длины и небольшой ширины, восточные склоны которых крутые (угол наклона до 45°), а западные - пологие (до 13°). Высота ловушек достигает 200 м. Наиболее крупные рифы, как правило, осложнены несколькими куполами. Водонефтяной контакт в пределах каждой структуры имеет одну гипсометрическую отметку.

Продуктивные отложения представлены чередованием плотных пористых и пористо-кавернозных трещиноватых органогенных известняков. Сеть открытых взаимопересекающихся преимущественно вертикальных и слабонаклонных трещин позволяет рассматривать залежи как единый гидродинамический резервуар массивного типа, подстилаемый водой. При разработке этих месторождений без поддержания пластового давления, как правило, наблюдается жесткий водонапорный режим.

Подготовка месторождений подобного типа к разработке потребовала длительных комплексных исследований для получения информации и подсчета запасов нефти по промышленным категориям. В связи с этим созданы и отработаны методики картирования рифов, опробования скважин и исследований «каротаж - испытание - каротаж», уточнены приемы интерпретации геофизических материалов с учетом результатов лабораторных исследований керна, разработаны новые методы обобщения исходной информации о ФЕС пород, а также определения балансовых и извлекаемых запасов нефти в коллекторах со сложной структурой пустотного пространства [1-3].

Месторождения находятся в пробной и промышленной разработке. В начальный период освоения отмечалось соответствие динамики фактических и проектных технологических показателей. В последующем наблюдался более быстрый темп обводнения скважин по сравнению с расчетным. Авторы пришли к выводу, что на стадии проектирования проведенными исследованиями и методическими основами подсчета запасов не были учтены особенности геологического строения и структуры пустотного пространства. Значительные ошибки допущены в проектных показателях разработки Котовского месторождения, на котором в 1989 г. добыча упала в 5 раз. Дополнительно пробурены оценочные скважины, произведен отбор керна, исследована работа скважин, переинтерпретирована и обобщена геолого-промысловая информация. В результате этих работ уточнены геологическое строение, величина запасов и условия их выработки.

По современным представлениям, в евлановско-ливенском горизонте Котовского месторождения содержатся две залежи с различной гипсометрической отметкой начального ВНК, приуроченные к двум основным куполам погребенной структуры. Разработка залежи северного купола завершена, а залежи южного, где выявлены существенные расхождения в представлении о геологическом строении, находятся в режиме падающей добычи.

Залежи обоих куполов водоплавающие. В результате совместного использования данных дешифрирования аэрокосмических исследований, изучения надрифовых отложений в разрезах скважин установлено, что массив пород разбит тектоническими нарушениями на блоки. Трещиноватость пород южного купола значительно выше, чем северного. Коэффициент анизотропии по площади пласта-коллектора изменяется с севера на юг на пять порядков. Максимальное значение его на северном куполе достигает 1800, в северной части южного купола уменьшается до 160, в основной части южного купола, содержащей 85 % запасов нефти, соответствует величинам 0,01 и менее. Система связанных трещин определяет основные пути перемещения пластовой воды и различный характер ее внедрения. Северный купол и северная часть южного купола сложены известняками, образованными в основном каркасными организмами, остальная - водорослевыми известняками. Это обусловливает лучшую сохранность первичных пустот в северной части площади.

Пустотное пространство представлено порами, кавернами и трещинами трех этапов генерации. Отмечено различное количественное соотношение и сочетание форм пустот. По размерам пустоты неодинаковы - от обычных пор до каверн 0,5-1 см (даже до 7 см). Прослеживаются на значительную глубину вертикальные или с углом наклона до 85° взаимопересекающиеся трещины раскрытостью 5-20 мк и густотой до 260 на 1 м². Пустоты первого этапа генерации частично залечены, а зачастую полностью изолированы в матрице породы.

По результатам комплексного исследования, включающего люминесцентный анализ и петрографическое описание специально отобранных образцов породы диаметром 128 мм, больших шлифов и их фотографий, впервые выявлено, что не все пустоты содержат нефть. К сожалению, соотношение в породе закрытых, полуоткрытых и открытых пустот не установлено, поэтому оно оценено по результатам специально выполненных лабораторных работ на образцах, отобранных при бурении на битумном растворе с последующей их консервацией. После определения в них связанной воды, дополнительной промывки растворителями образцы растворили в соляной кислоте. В результате получено дополнительное количество УВ, общее содержание которых в образцах по сравнению с оценкой по количеству связанной воды возросло в 1,5-1,7 раза. Ориентировочное содержание пустот, не охватываемых вытеснением, составило около 40 %. Пустоты подобного типа рассеяны в породе, их емкость входит в общую, оцениваемую по материалам ГИС, а УВ в этих пустотах включались в балансовые запасы по объекту. Разумеется, в свете этих данных определяющее значение приобретает правильность оценки коэффициента нефтеизвлечения.

Авторами проведены дополнительные исследования по определению коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Получено, что на режиме гидродинамического вытеснения нефти водой величина коэффициента вытеснения в 1,26 раза меньше, а в режиме капиллярной пропитки - в 4 раза меньше принятой при подсчете запасов. Авторы считают, что гидродинамическое вытеснение происходит преимущественно из трещин и взаимосвязанных пустот большого размера, а капиллярная пропитка - из пористых разностей. Долевое участие этих двух процессов в извлечении нефти из емкостного пространства на существующей стадии изученности оценить не удалось. Поэтому величина общего коэффициента вытеснения принята как среднее значение из определений в режиме гидродинамического вытеснения со скоростями, соответствовавшими средней скорости перемещения ВНК в залежи.

Значительная погрешность коэффициента вытеснения и извлечения нефти привела авторов к идее их оценки в выработанном объеме залежей геолого-промысловыми методами. В связи с этим большой объем работ проведен по поинтервальному опробованию и поинтервальной выработке запасов в добывающих и оценочных скважинах. Выявлено, что текущий выработанный объем составляет 95 % от начального. При этом оказалось, что на северном куполе и в северной части южного купола нефтеизвлечение близко к проектному, а в остальной части южного купола - в 2 раза меньше, хотя реализованная система разработки обеспечила проектные показатели по депрессиям в добывающих скважинах, плотности их сетки, степени вскрытия, методам регулирования выработки запасов и др. Обусловлено это отрицательным влиянием природных характеристик пород в пределах южного купола, неизвестных ранее, более высокими раздробленностью и трещиноватостью и, как следствие, коэффициентом анизотропии по проницаемости, преимущественно менее 0,01; параллельным действием двух режимов вытеснения; содержанием части запасов в закрытых пустотах.

Плоскости нарушений и трещин в связи с пониженными фильтрационными сопротивлениями служат основными путями перемещения пластовой воды. Одновременное действие гидродинамического вытеснения и капиллярной пропитки снижает величину общего коэффициента вытеснения в сообщающихся пустотах. Учет нефти закрытых пустот в балансовых запасах и невозможность ее извлечения традиционными методами приводят к снижению коэффициента вытеснения. Если же распространить осредненное относительное содержание «изолированных» нефтенасыщенных пустот на весь массив продуктивных пород и не учитывать эти УВ в балансовых запасах, то нефтеизвлечение в выработанном объеме сопоставимо с нефтеизвлечением в других частях объекта. Поэтому запасы нефти в «изолированных» пустотах следует относить к забалансовым.

Новые данные в отличие от прежних показывают, что аналогия, применяемая ранее при обосновании коэффициента извлечения нефти (исходя из результатов опережающей разработки северного купола и северной части южного купола, содержащих 15 % запасов), оказалась не обоснованной с геологических позиций, а продуктивные отложения - недоизученными. Очевидно, что на стадии опытно-промышленной эксплуатации необходима опережающая разработка участков с разными ФЕС.

Таким образом, для объективной оценки промышленной ценности объектов, приуроченных к рифогенным отложениям, наравне с применяемыми методами необходимо проведение дополнительных исследований. К ним относятся: детальное изучение тектонического строения и трещиноватости по геологическим и аэрокосмическим материалам; исследование стадийности формирования пустотного пространства и насыщения его УВ с определением доли полуоткрытых и закрытых пустот, а также характера их насыщенности; установление режима вытеснения (гидродинамического, капиллярного и др.) с оценкой соответствующей величины коэффициента вытеснения; осуществление опережающей выработки запасов на участках с различными ФЕС.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аксенов А.А., Новиков А.А. Повышение качества и объема геолого-геофизической информации при строительстве скважин // Нефтепромысловая геология и геофизика.- М.- 1983.- № 4,- С. 1-3.

2. Подготовка к промышленной разработке рифогенных нефтяных месторождений Волгоградской области / А.А. Новиков, И.А. Якунин, А.А. Загоруйко и др. // Нефтегазовая геология и геофизика.- М.- 1980.- № 8.- С. 6-10.

3. Якунин И.А., Асташова А.Я., Стяжкина С.Е. Методические основы подсчета запасов нефти в коллекторах со сложной структурой пустотного пространства / В кн.: Геология, поиски и разведка залежей углеводородов в палеозойских отложениях // Труды ВолгоградНИПИнефть.- Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть,- 1985,-С. 138-145.

Abstract

In an effort to objectively evaluate the commercial value of the plays confined to reef-rock deposits, it has been proposed to amplify a set of methods employed by the following research. (1) Detailed studies of tectonic framework and fractyring based an geologic and aerocosmic data in relation to permeability anisotropy. (2) The investigation of the stage-by-stage pattern of the formation of pore space and hydrocarbon saturation defining the share of semi-open and closed voids and the character of their saturation. (3) The establishment of water drive of oil determining the appropriate value of oil displacement efficiency. (4) Performing the outstripping depletion of reserves in several areas of the play characterized by different filtration-capacity properties and permeability anisotropy factors.