К оглавлению	УДК 552.578.2.061.4:622.276.05(479.22)
	© Коллектив авторов, 1991

Морфология среднеэоценового коллектора и особенности разработки месторождения Самгори

М.Э. ГРИНБЕРГ, Д.Ю. ПАПАВА, М.И. ШЕНГЕЛИЯ, А.О. ТАКАИШВИЛИ (Грузнефть), А.О. НАНАДЗЕ (КЕПС АН ГССР)

В результате неравномерного вторичного преобразования вулканогенных пород среднего эоцена Притбилисского района появились измененные участки с повышенными коллекторскими свойствами - зоны интенсивной трещиноватости, кавернообразования, ломонтитовой цеолитизации и т. п., содержащие промышленные запасы нефти и газа. Эти процессы и их характер придали вулканогенному коллектору свойства прерывистости, вертикальной и латеральной неоднородности. Вторичные изменения, усложнив первичную структуру пород, способствовали контрастной их дифференциации по физическим свойствам, в первую очередь, по фильтрационно-емкостным и упруго-деформационным. Одним из проявлений такого сложного и неоднородного распределения ФЕС коллекторов является резкое различие начальных дебитов нефти по соседним скважинам.

Лабораторный анализ пород среднего эоцена по керну глубоких скважин позволил выделить наиболее важные как с точки зрения представительности в разрезе, так и в отношении ФЕС группы пород. В предлагаемой классификации сделана попытка выделения групп пород по совокупности основных признаков: генетических с учетом постседиментационных преобразований и фильтрационно-емкостных, которые, в свою очередь, обусловлены вторичными процессами. Объединение пород в группы и классы осуществлено также с целью получения количественных критериев при расчленении разрезов скважин на петрофизически подобные интервалы, что является основной и неполностью решенной задачей промысловой геофизики рассматриваемых отложений. Выделение групп основано на контрастном различии их вещественного состава и большинства петрофизических параметров (таблица).

Наибольшее распространение (60-70 %) как в разрезе, так и по латерали имеют андезито-базальтовые туфы и туффиты, которые, несмотря на широкий диапазон структурных разновидностей (от пелитовых до гравелитовых), могут быть идентифицированы в качестве класса низкопористых туфогенов (группы 1, 3). Они характеризуются существенным развитием таких вторичных процессов, как хлоритизация, карбонитизация, гидрослюдизация, серицитизация и анальцимизация, ведущих к снижению первичного порового объема туфоге- нов. Открытая пористость этих пород к_п.от=5 %, эффективная пористость к_{п эф}<=0,6 %, а проницаемость Кпр<=0,05*10^-15 м². В пластовых условиях их матрица полностью водонасыщена. По шлифам отмечается наличие эффективной пористости трещинного типа, а трещины в контуре нефтеносности насыщены нефтью.

Следующий по распространенности класс (20- 25 %) образуют группы андезито-базальтовых туфов и известковистых туффитов (группы 2, 4), преимущественно алеврито-псаммитовых, с относительно повышенной к_п.от=11-12 %, к_{п эф} =0,4- 0,85%, к_пр= (0,01-0,1 )*10^-15м². Породы тяготеют к верхам разреза, а по латерали - к южным и восточным частям Притбилисского района и отличаются от описанных выше меньшей степенью вторичных изменений. В них часто фиксируются каверны устойчивой (изометрической) формы, развитые вдоль микротрещин. В образцах андезито-базальтовых туфов и туффитов (Южный купол Самгори), в которых отмечены метасоматическая переработка отдельных агрегатов и микротрещиноватость, эффективная пористость достигает 2,5- 3 %, а проницаемость- (10-15)*10^-15 m².

Наименее распространенную в разрезе, но важную с точки зрения коллекторских свойств группу пород составляют ломонтитизированные туфы и цеолититы, изученные на месторождениях Самгори, Телети, Ниноцминда, Рустави и Манави.

Проведенные исследования позволили заключить, что объем порово-трещинных пород-коллекторов 5-й и частично 2-й групп на месторождениях Самгори и Телети составляет в среднем 10-15 %, а в некоторых случаях может доходить и до 20. Так, на 300 м пройденного разреза среднего эоцена (скв. 121 Самгори) приходится более 60 м ломонтитизированных туфов и цеолититов, среди которых наблюдается мощная 30-метровая пачка. Ломонтитизированные туфы и цеолититы в ряде случаев хорошо стратифицированы, часто образуют тела в виде линз, штоков, жил и т. п. и залегают среди флюидоупорных пород. Эти тела (апосомы), литологические ловушки нефти, обладают присущей только им системой хаотических микротрещин и вместе с вмещающими их породами рассекаются на отдельные блоки субвертикальными и крутонаклонными трещинами, образуя единую гидродинамическую систему с контрастными свойствами матрицы. В условиях общего затухания процесса ломонтитизации исходных туфов в восточном и северо-восточном направлениях Притбилисского района (скв. 4 Ниноцминда) интенсивно цеолитизированные ломонтитовые туфы и цеолититы составляют лишь 2-3 %. При таком объемном распространении этих пород-коллекторов принципиально меняются как представления о модели коллектора и условиях рациональной разработки месторождений Самгори и Телети, так и оценки перспектив нефтегазоносности вулканогенных формаций в целом, так как для них цеолитизация является характерным гидротермально-метасоматическим процессом поствулканической переработки исходного вулканогенного материала.

Примечательно, что при близких значениях открытой пористости (12 %) с породами класса высокопористых туфогенов ломонтитизированные туфы и цеолититы характеризуются контрастно повышенными величинами к_{п зф} (3,7-7 %) и Кпр (14,8-460*10^-15м²). При этом значения Кпр до 0,1*10^-15 м², отмеченные в образцах без микротрещин, могут считаться параметрами матрицы, в то время как более высокие, близкие к значениям проницаемости участков с интенсивными поглощениями бурового раствора, свойственны микротрещиноватым разностям, характерным для этой группы пород. Наличие в них проницаемой матрицы (даже в отсутствии микротрещин) подтверждается данными изучения морфологии микропорового пространства, свидетельствующими о заметном преобладании в ломонтитизированных туфах и цеолититах микропор диаметром более 10^-7 м - толщины пленки физически связанной воды [2]. Таким образом, ломонтитизированные туфы и цеолититы, а также высокопористые псефито-псаммитовые туфы и туффиты являются продуктивными коллекторами трещинно-порового типа, в которых емкость матрицы существенно превышает емкость трещин, а фильтрация определяется порами и трещинами. Присутствие подобных коллекторов и их пространственная оценка дополняют и уточняют имеющееся представление о модели вулканогенно-осадочного коллектора среднего эоцена Притбилисского района (рис. 1). Ранее модель коллектора представлялась в виде полностью водонасыщенной, практически непроницаемой, низкопористой (3-5 %) матрицы, пересеченной системой трещин, создающих хорошую гидродинамическую связь залежи по мощности, соизмеримой с мощностью отложений среднего эоцена [3, 4]. В этом случае предполагалось, что нефть содержится только в трещинах и кавернах, что подразумевает совмещение резервуара и коллектора и высокий коэффициент нефтеотдачи. Фильтрационно-емкостная неоднородность коллектора в таком представлении обусловлена вариациями густоты и раскрытости трещин и микротрещин, а возможность участия в работе матрицы исключалась.

Разнообразной формы тела ломонтитизированных туфов и цеолититов заключены в мощную оболочку из вмещающих андезито-базальтовых туфов и туффитов, выполняющую роль несущей нагрузку конструкции, и относительно разгружены от действия геостатического и геотектонического напряжений. Это способствует сохранению в них высоких фильтрационно-емкостных характеристик в широком диапазоне изменения напряженного состояния вмещающего их породного массива как следствие разработки месторождения, которое, в свою очередь, может привести к уменьшению раскрытости трещин и микротрещин, секущих блоки вмещающих пород. Состояние разгрузки тел ломонтитизированных туфов и цеолититов подтверждается результатами термодинамического моделирования теоретически предполагаемых пластовых условий , при которых скорости распространения упругих колебаний  в образцах ломонтитизированных туфов и цеолититов значительно превосходят таковые по АК. Однако значения  при нормальных условиях ниже, чем по АК, что свидетельствует о влиянии нагрузки, которая значительно ниже, чем рассчитанная.

Региональная трещиноватость вулканогенных толщ Аджаро-Триалетской складчатой системы, зафиксированная на дневной поверхности [1], сохраняет направление на глубинах залегания вулканогенно-осадочных отложений среднего эоцена [5]. Здесь преобладают системы трещин северо-западного (310-330°), северо-восточного (40-70°) и субширотного (100-110°) направлений. Основная масса трещин ориентирована в направлениях, близких к осям складок, но имеются трещины, развитые в направлении 0-20° (см. рис. 1). Направления векторов взаимодействия скважин, выявленные по результатам промысловых исследований, полностью совпадают с перечисленными. Помимо трещин регионального развития, имеются трещины кливажного типа. Густота трещин  варьирует от единиц до десятков на метр и зависит от мощности слоя h. Связь между (на метр) оценена коэффициентом корреляции r = -0,75, а уравнение связи имеет вид:

Условие существования открытой квазивертикальной трещиноватости, обеспечивающей гидродинамическую связь залежи по мощности для упругого состояния пород, определяется выражением:

где- коэффициент аномальности пластового давления, р_н - нормальное гидростатическое давление,- коэффициент бокового распора,- коэффициент Пуассона, - градиент вертикальной составляющей горного давления. Зная средний градиент вертикальной составляющей горного давления, распределение значений коэффициента Пуассона по мощности пласта и величину текущего пластового давления, можно оценить кинетические критерии раскрытости вертикальных трещин в процессе разработки месторождений (рис. 2).

Вулканогенный массив сложен породами, коэффициенты Пуассона и бокового распора которых существенно различаются, и при монотонно возрастающем с глубиной вертикальном гравитационном напряжении горизонтальные составляющие при переходе от слоя к слою претерпевают локальные изменения. Это приводит к тому, что квазивертикальные трещины, пересекая слои с разными значениями горизонтальной составляющей, оказываются также и по-разному раскрытыми. Таким образом, раскрытость трещин, а следовательно, фактическая или потенциальная проницаемость и продуктивность при прочих равных условиях выше в тех интервалах разреза, которые подвергнуты действию меньших величин горизонтальных составляющих поля напряжений.

Учитывая определяющую роль влияния трещинной проницаемости на формирование притока нефти в скважины, раскрытость трещин следует считать важнейшей характеристикой, определяющей неоднородность фильтрационных свойств пород-коллекторов. Закономерности пространственной ориентации систем квазивертикальных открытых трещин (см. рис. 1) и их раскрытость формируют анизотропию трещинного коллектора и определяют направление вектора фильтрации нефти в направлении залежь - скважина. В этих условиях генетический тип и направление трещин определяют механизм формирования вторичных коллекторов и интенсивность его проявления, контролируют морфологию среднеэоценовых резервуаров, распределение УВ и их пространственно-азимутальное соотношение со структурами площадей.

Зависимость изменения вероятностных значений работающей мощности залежи  от изменения коэффициента аномальности пластового давления и коэффициента Пуассона, а также фактическое изменение пластового давления для разных периодов разработки месторождения Самгори показаны на рис. 2. Здесь же проиллюстрированы примеры количественного анализа изменения степени охвата разреза открытой квазивертикальной трещиноватостью при изменении режимов разработки месторождения, выраженных через Так, при , характерном для среднеэоценовой залежи месторождения в начальный период разработки, раскрытая квазивертикальная трещиноватость распределена в среднем на 65-70 % мощности нефтенасыщенного разреза (линия 1). Максимальное снижение р _пд за все время разработки составило 2,8 МПа, что соответствует(1984 г.). В результате изменения напряженного состояния массива средневероятностное значение работающей нефтенасыщенной мощности, охваченной раскрытой квазивертикальной трещиноватостью, уменьшилось до 40-50 % (линия 2). В залежи произошли значительные качественные изменения, выразившиеся в увеличении фильтрационной неоднородности и уменьшении коэффициента нефтеотдачи.

Выработка запасов нефти происходила в первую очередь в наиболее проницаемых зонах с хорошо развитой трещиноватостью. В процессе разработки при снижении р _пл начинались смыкание части трещин и изоляция зон с еще не выработанными запасами. В результате происходили быстрое опережающее неравномерное вертикальное перемещение по трещинам ВНК, массовое обводнение скважин при резком падении их продуктивности и общее снижение добычи нефти. В 1984 г. р_пл достигло наименьшей величины за все время разработки месторождения (см. рис. 2), что привело к необратимо возросшей неоднородности коллектора и нефтяной залежи и формированию в ней изолированных (законсервированных) участков с невыработанными запасами. Так, скв. 137, пробуренная между полностью обводнившимися скв. 7 и 45, в течение двух лет давала безводную нефть. Из двух соседних скв. 39 и 117 первая обводнилась полностью через 1,5 года эксплуатации и после длительной остановки вновь перешла на работу безводной нефтью. Скв. 117 продолжает эксплуатироваться фонтанным способом. Скв. 120, пробуренная рядом со скважинами, эксплуатирующимися с высоким процентом обводненности, дала открытый фонтан и работает фонтанным способом безводной нефтью.

На месторождении Самгори выделяются два основных типа скважин: высокодебитные (600-1200 т/сут) и низкодебитные (30-60 т/сут). Срок работы первых составил 1,5-2 года, после чего они интенсивно обводнялись (скв. 3, 7, 8, 13, 15 и др.); вторые работают по сегодняшний день со стабильными дебитами, близкими к начальным, и низким содержанием воды (скв. 12, 68, 76, 120 и др.). Высокодебитные скважины дренировали хорошо проницаемые зоны залежи, низкодебитные - менее проницаемые зоны, изоляция которых от других частей залежи усиливалась из-за возрастающей в процессе разработки фильтрационной неоднородности коллектора. К настоящему времени месторождение Самгори оказалось расчлененным на ряд изолированных, хаотично расположенных разнопроницаемых участков с невыработанными запасами нефти и хорошо проницаемые выработанные и обводнившиеся зоны.

Выводы

1. Объем пород-коллекторов трещинно-порового типа 5-й и частично 2-й групп в разрезах месторождений Самгори и Телети составляет в среднем 10-15 %.

2. На Манавской площади на глубинах более 4200 м в вулканогенно-осадочных отложениях среднего эоцена изучены образцы ломонтитизированных туфов и цеолититов, что свидетельствует о глубинном характере гидротермально-метасоматических процессов преобразования туфов, где наряду с ломонтитом может присутствовать гоннардит, также контрастно отличающийся по ФЕС от вмещающих пород.

3. При бурении, освоении и разработке сложных геолого-физических объектов необходимо учитывать наличие в вулканогенно-осадочном разрезе как порово-трещинных, так и трещинно-каверновых коллекторов, местоположение которых должно быть четко дифференцировано, а условия вскрытия, последующего испытания и эксплуатации должны опираться на приведенные оценки их ФЕС и напряженного состояния.

4. Технология и режим разработки должны обеспечивать равномерное дренирование всех участков залежи с помощью балансирования отборами по скважинам, обеспечивающим поддержание стабильного р_ПЛ по месторождению [4]. В противном случае в результате резкого падения р_пл необратимо возрастает неоднородность коллектора и залежи, происходит консервация части извлекаемых запасов, переход их в категорию геологических и снижение величины нефтеизвлечения.

5. Действительные запасы нефти месторождения Самгори из-за геологической специфики и условий разработки не могут быть уточнены применением статистических методов оценки запасов в процессе разработки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гамкрелидзе И.П. Планетарная трещиноватость и связанные с нею явления // Геотектоника.- 1972.- № 6.- С. 45-54.

2. Гринберг М.Э., Цицишвили Г.К., Барнабишвили Д.Н. Морфология порового пространства и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов и флюидоупоров Притбилисского нефтяного района // Геология нефти и газа.- 1988.- № 4,- С. 54-57

3. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов.- М.: Недра,- 1984.

4. Особенности строения и разработки залежей нефти в вулканогенно-осадочных отложениях Притбилисского района / Г.П. Ованесов, Г.М. Усанов, А.М. Красовский, Н.Н. Лисовский, Д.Ю. Папава // Геология нефти и газа,- 1988.- № 1,- С. 57-60.

5. Особенности разработки вулканогенно-осадочных коллекторов среднего эоцена / В.Б. Александров, Ю.Л. Желтухин, А.О. Нанадзе, М.Э. Гринберг // Нефтяное хозяйство,- 1978.- № 10,- С. 33-37.

Abstract

Principal petrophysical classes of rocks have been identified and characterized on the basis of the analysis of the Middle Eocene sediments of the Pre-Tbilisi oil region fields. Within a sedimentary-volcanogenic sequence, there are reservoir rocks of a fracture-pore type whose matrix is capable of accumulating and yielding a useful fluid. The presence of such reservoirs and their spatial evaluation amplifies and improves the previously available of a reservoir model in which the possibility of the matrix action has been ruled out. Described is the effect of the relative unloading of laumontite bodies from vertical stress which provides permanence of high filtration-capacity characteristics of laumontite tuffs and zeolites at all stages of field development. The existence conditions of open quazivertical fracturing are shown and kinetic criteria for opening of vertical fractures ensuring a hydrodynamic relationship among oil-bearing intervals as to their thickness are evaluated. Each petrophysical interval of these complex

Таблица Значения параметров петрофизических групп вулканогенно-осадочных пород среднего эоцена месторождений Притбилисского района

Группы	Вулканогенно-осадочные породы		10^3 кг/м^3	Кп.от, %	Кп.эф, %	Кпр, 10^-1^5	КСа, %
1	Андезито-базальтовые туфы, туффиты и туфомергели низкопористые	2,68 (725)*	2,58 (1506)	5,4 (1625)	0,56 (640)	0,056 (1050)	11 (972)	151 (545)		4,95 (641)
		2,61-2,91	2,4-2,78	0,2-10,8	0-1,05	0-0,644	0-59,5	18-2140		3,03-6,33
2	Андезито-базальтовые туфы и туффиты высокопористые	2,68 (189)	2,47 (298)	11,2 (298)	0,85 (116)	0,102 (242)	8 (207)	77 (161)		4,34 (161)
		2,56-2,88	2,35-2,67	6-23,3	0-2,5	0,001-44	0-44	13-251		2,92-5,96
3	Туфы анальцимовые низкопористые	2,52 (140)	2,44 (258)	5 (258)	0,38 (135)	0,005 (174)	3,5 (161)	305 (83)		5 (90)
		2,36-2,62	2,28-2,6	0,3-10,8	0,1-1,6	0-0,173	0-29	40-944		38,6-64,8
4	Туфы анальцимовые высокопористые	2,51 (41)	2,34 (41)	12 (41)	0,42 (40)	0,015 (40)	3 (41)	111 (40)		4.23 (40)
		2,36-2,61	2,21-2,42	8-17	0,1 - 1,5	0,001-0,14	0,3-7,9	21-248		3,47-5
5	Туфы ломонтитовые	2,57 (77)	2,41 (127)	12 (132)	3,7 (28)	14,8 (81)	3,9 (111)	41,2 (65)		3,25 (53)
		2,4-2,58	2,06-2,46	6,3-27	1,14-7,2	0,14-464	0-9,2	12-97		23,2-44,1

Примечание:- минералогическая плотность,- объемная плотность насыщенных пород, к_Са - коэффициент карбонатности,- относительное сопротив

ление,- скорость распространения продольных колебаний. * В числителе: в скобках - число шлифов, в знаменателе: минимальные и максимальные значения параметров.

Рис. 1. Модель вулканогенно-осадочного коллектора среднего эоцена со сводной диаграммой трещин:

1 - вулканогенно-осадочные породы, 2 - тела (апосомы) ломонтитизи- рованных туфов и цеолититов, 3 - глыбовые включения нормальных осадочных пород разного возраста, 4 - трещины

Рис. 2. Зависимость изменения вероятностных значений работающей мощности w среднеэоценового разреза от коэффициентов аномальности (а) и Пуассона (б) и динамика падения р _пл в процессе разработки месторождения Самгори (в)