VIP Studio ИНФО Структура коллекторов Баженовской свиты на примере Сахалинской и Восточно-Сахалинской площадей Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

И.А. Никульшин,  (Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-5
 

 

Баженовский горизонт Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна является одним из наиболее перспективных и вместе с тем сложных объектов нефтяной геологии.

Изучением коллекторов баженовской свиты начиная с 60-х гг. прошлого столетия занимались многие ученые нашей страны (В.М.Добрынин, Т.В.Дорофеева, М.Б.Зубов, Т.Т.Клубова, И.И.Нестеров, В.В.Хабаров, Э.М.Халимов и др.). Уже на первых этапах исследований была установлена приуроченность притоков нефти в баженовской свите к зонам повышенной трещиноватости или плитчатости [3].

Позднее были выявлены и другие особенности образования баженовских коллекторов. По мнению И.И.Нестерова [2], главная роль принадлежит ОВ, которое, находясь в виде слойков и линзообразных сгущений, приводит к образованию параллельно-слоистых, петельчатых, линзовидно-слоистых текстур. В процессе катагенеза при достижении температур главной фазы нефтеобразования (> 90 оС) по таким текстурам начинается интенсивное трещинообразование за счет резкого увеличения объема вследствие интенсивного новообразования флюидов, главным образом УВ. Происходит так называемый автофлюидоразрыв – разрыв сплошности пород, вызванный интенсивным флюидообразованием, при этом формируется аномально высокое пластовое давление.

Для изучения  фильтрационно- емкостных свойств баженовской свиты и их взаимосвязи с продуктивностью пробуренных скважин в пределах Сахалинской и Восточно-Сахалинской площадей нами были проведены лабораторные исследования керна для определения плотности, пористости, проницаемости исходной и после приложения искусственного стресса. Также были привлечены обширные литературные и фондовые материалы по близлежащим Салымскому и Айпимскому месторождениям, на которых баженовская свита относится к продуктивному горизонту.

По результатам анализа скважинных данных мы пришли к выводу, что для данного района исследований определяющими моментами в образовании коллекторов служат наличие повышенных концентраций ОВ, высокой пластовой температуры и аномально высокого пластового давления. Так, при вскрытии пород баженовской свиты наблюдались коэффициенты аномальности до 1,83, причем во всех скважинах на площади исследования, где получены промышленные притоки нефти, отмечаются аномально высокие пластовые давления. При этом пластовая температура в самой высокопродуктивной скв. 20 на Сахалинской площади составила 116,5 оС, сходная ситуация наблюдается и на Салымском месторождении, но там отмечается большой разброс температур (от 80 до 140 оС), при этом доля скважин, давших промышленный приток нефти (> 5 м3/сут), тем больше, чем выше пластовая температура в скважинах (Аксенов А.А., Аленин В.В., Зонн М.С., Рыжик В.М., 1986).

В задачу исследований входило также детальное изучение последствий действия стресса, вызванного автофлюидоразрывом, на баженовские коллекторы.

Коллекторские свойства баженовского резервуара следует рассматривать в трех разных масштабах.

  1. Первый масштаб макроскопический, т.е. фильтрация и емкостные свойства резервуара рассматриваются в масштабе пласта (несколько десятков метров).
  2. Второй масштаб – мезоуровень, или лабораторный замер, т.е. цилиндрик диаметром 3 см либо шлиф.
  3. И наконец, – микроскопический масштаб (электронная микроскопия) с охватом электронной фотографией от десятков до сотен микрометров.

В макромасштабе изучалось довольно крупное седиментационное тело, а точнее, пачка пород мощностью 30 м, в которой переслаиваются различные литотипы. Осредненные данные по подобным макрообъектам были получены методом сейсморазведки, разрешающая способность которой на глубине 3 км составляет около 30 м, что сопоставимо с мощностью данного объекта.

Объект мезомасштаба – это 3-см цилиндр, который, в отличие от объекта макромасштаба, является относительно изотропным по всем трем осям.

Результаты исследований баженовских аргиллитов на электронном микроскопе можно считать объектом микромасштаба (от десятков до сотни микрометров). Только в таком масштабе можно изучить взаимосвязи между закрытыми и открытыми порами, определить наличие микротрещиноватости. Дифференциация масштабов исключительно важна. Фильтрационно-емкостные свойства, замеренные в одном и том же пласте, никогда не будут равны. А понимание перехода из одного масштаба в другой неоднозначно. По данным исследований проницаемости матричных образцов (на мезоуровне) в скв. 20 на Сахалинском месторождении выявлены низкие значения проницаемости – максимум до 1,18×10-3 мкм2, а по результатам электронной микроскопии также не выявлены признаки микропроницаемости, поскольку на снимках отмечалось почти полное отсутствие взаимосвязанных микропор. Однако при всех перечисленных отрицательных факторах эта скважина максимально продуктивна на Сахалинском месторождении. Это явно свидетельствует о разных значениях проницаемости в различных масштабах.

Применение методики искусственного трещинообразования позволяет имитировать природное трещинообразование и тем самым вплотную приблизиться к исследованиям на макроуровне и доказать состоятельность концепции порово-трещинного резервуара баженовской свиты. Данная методика используется для изучения физико-механических, деформационно-прочностных и коллекторских свойств в условиях равномерного и неравномерного объемного сжатия. Эксперимент проводился на установке УИМК, разработанной в ИГиРГИ. В нашем случае эта установка работала в режиме неравномерного объемного сжатия, т.е. напряжение по напластованию превосходило стресс вкрест напластования.

Так, были проведены замеры проницаемости до и после деформации по пяти образцам из пяти скважин (Сахалинские 20, 14, 3704 и Восточно-Сахалинские 3532, 3530), причем скважины были разного типа – от сухих и почти сухих (3704, 3530) до высокодебитных (20, 3532, 14) (таблица).

Результаты исследования керна до и после приложения стресса.


Номер
скважины


Тип пород


Номер
образца


Содержание
Сорг, %


Проницаемость
исходная,
n × 10-3 мкм2


Приложенное
эффективное
давление,
n × 105 Па


Проницаемость
после стресса,
n × 10-3 мкм2

Восточно-Сахалинская-3532

Силицит

1

7,05

0

40

8,35

Восточно-Сахалинская-3530

Кремнистый
аргиллит

9

1,70

0,430

40

9,05

Сахалинская-20

Пиритизированный
кремнистый известняк

10

10,97

1,180

40

18,75

Сахалинская-3704

Кремнистый
аргиллит

21

1,63

0,044

40

18,55

Сахалинская-14

Известняк

23

2,01

0

40

14,30

 

Минеральный состав образцов был различным: 1 – силицит, 9 – кремнистый аргиллит, 10 – пиритизированный кремнистый известняк, 21 – кремнистый аргиллит и 23 – известняк. Исходя из приведенных в таблице данных, можно сделать вывод о том, что проницаемость в трещинном резервуаре пород баженовской свиты увеличивается в несколько десятков раз. Эти данные подтверждаются и исследованиями, проведенными по Салымскому месторождению, примыкающему с юга к Сахалинской и Восточно-Сахалинской площадям. Так, в скв. 32-Р при матричной проницае­мости (0,003-0,067) ×10-3 мкм2 были получены значения трещинной проницаемости от 0,273 ×10-3 до 1,320 ×10-3 мкм2, т.е. сохраняется тот же порядок значений, проницаемость трещин в десятки раз превосходит проницаемость матрицы, что дает право называть такой резервуар “порово-трещинным”, т.е. пористое пространство формируется за счет пор матрицы и трещинной пустотности, а проницаемость обеспечивается исключительно трещинами (Bourdarot G., 1996).  При этом необходимо отметить, что на Салымском месторождении значения трещинной проницаемости достигали 53,8 ×10-3 мкм2 [1]. Даже и такими относительно высокими значениями трещинной проницаемости, замеренной в образцах, нельзя объяснить высокие (до 293 м3/сут на Сахалинском месторождении) и сверхвысокие дебиты нефти на Салымском месторождении (750 м3/сут в скв. 12 Большого Салыма).

Ответом на этот вопрос может стать изучение баженовской свиты в макромасштабе, т.е. в масштабе пласта (30 м). По нашему мнению, одного локального трещинообразования в пласте недостаточно, чтобы обеспечить столь высокую продуктивность. Необходимо, чтобы трещины различных направлений слились между собой и образовали некоторое подобие раздробленной породы – “щебенки”, которая при работе добывающей скважины часто выносится из пласта. Во всех изученных нами скважинах такой эффект был отмечен лишь в самой высокопродуктивной скв. Сахалинская-20. Приток нефти из данной области был подтвержден данными дебитометрии.

Вынос так называемой щебенки отмечался и в скважинах Салымского месторождения, в которых проводились контрольные замеры забоя, показавшие образование в нижней части ствола глинистых пробок высотой от 5 до 20 м, состоящих из частиц различной размерности – от пелитовых до обломков диаметром 3-5 см [2].

Наличие взаимосвязи между числом трещин и продуктивностью скважин можно косвенно подтвердить результатами исследования керна Салымского месторождения. Так, в высокодебитной скв. 32 (231 м3/сут) было отмечено большое число трещин (плотность трещин 172 на ~25 м) при средней трещинной проницаемости 14,12 ×10-3 мкм2, а в низкодебитной (5,5 м3/сут) скв. 1 на Верхнешапкинской площади было зафиксировано в 3 раза меньшее число трещин (плотность 65 на ~25 м), трещинная проницаемость пород продуктивного интервала составляла 9,1×10-3 мкм2.

Исходя из этого, очень интересным в изучении является макромасштаб баженовской свиты. Эти исследования были начаты геологами нашей страны в конце 60-х гг. прошлого века, ими было обнаружено очень много неясностей. Так, почему две рядом стоящие скважины имеют совершенно различные дебиты и коэффициенты продуктивности? Многие исследователи это связывали с влиянием разломов, которые тем или иным образом влияют на трещиноватость коллекторов [5].

Проводились и другие исследования по Салымской группе месторождений, которые сравнивали дебиты скважин с кажущимися электросопротивлениями [1], плотностью пород (Болдырева В.А., Бюменцвайг В.И., Кантер Н.Д., 1986), сейсмическими атрибутами [4] и т.д. Во всех публикациях описывалась взаимосвязь между приведенными параметрами и продуктивностью скважин, хотя часто отмечалась большая неоднозначность данных связей.

К сожалению, часто авторы приведенных работ не учитывали особенности испытаний данных скважин. Это обстоятельство было учтено нами при анализе данных по Сахалинской и Восточно-Сахалинской площадям.

На сегодняшний день существуют три основные методики испытания отложений баженовской свиты. Первая методика, являющаяся традиционной, заключается в испытании скважин обычным способом в обсаженном стволе с использованием перфоратора. Второй способ также довольно традиционный, т.е. опробование скважины в открытом стволе с использованием КИИ (комплект испытательного инструмента) или без его учета. И наконец, третий наиболее современный способ – испытание скважины в открытом стволе с использованием щелевого фильтра.

В районе исследования (Сахалинская и Восточно-Сахалинская площади) баженовские отложения вскрыты 46 скважинами, из которых 8 не были испытаны. Для испытания остальных 38 скважин использованы различные методы. В 9 сква­жинах проводились испытания в колонне с использованием перфораторов ПКС-80 (в 8 скважинах) и ПРК-42С (в 1 скважине). Остальные скважины были испытаны в открытом стволе с использованием щелевого фильтра открытым забоем и КИИ (в скв. 186), КИИ-95 (в 7 скважинах).

Обращает на себя внимание тот факт, что все скважины, испытанные в колонне с использованием перфораторов ПКС-80 и ПРК-42С, оказались сухими и лишь одна дала непромышленный приток нефти дебитом 0,86 м3/сут (скв. Маслиховская-31). По опыту работ на Большом Салыме установлено, что испытание глинистых коллекторов в колонне далеко не оптимально. Только испытания в открытом стволе дают объективные результаты. В связи с этим, для анализа взаимосвязи продуктивности скважин с различными параметрами, характеризующими баженовские отложения, и типизации разрезов рассматривались только испытания в открытом стволе. При перекрытии продуктивного глинистого пласта колонной с последующим цементированием и перфорацией получают низкие притоки нефти или пласт считают сухим [2].

По нашему мнению, то обстоятельство, что испытание через колонну почти никогда не дает положительного результата, может быть объяснено тем, что в процессе обсадки скважины в трещиноватый баженит попадает цементный раствор, запечатывая тем самым всю эффективную трещиноватость (рис. 1).

Рис. 1. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ КЛАССИЧЕСКИМ СПОСОБОМ
(с использованием цементажа обсадной колонны)
 

В макромасштабе для оценки потенциала баженовской свиты (дебит, продуктивность) необходимо использовать скважины, испытанные исключительно в открытом стволе с использованием щелевого или других разновидностей хвостовых фильтров (рис. 2).

Рис. 2. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХВОСТОВОГО ФИЛЬТРА
(без цементажа)

 

Одним из видов исследования баженовской свиты в макромасштабе является изучение скваженных кривых восстановления давления или уровня по Хорнеру.

Этот метод широко применялся и применяется для исследования баженовской свиты, по нему еще в 70-х гг. прошлого века для многих высокодебитных скважин Салымского месторождения было установлено наличие порово-трещинных коллекторов. Так, при падении пластового давления до 35 МПа у многих скважин изменяется форма КВД, появляется пологий участок для малых значений времени, сменяющийся крутым, который постепенно переходит во второй пологий. По мнению многих исследователей, такое поведение кривой восстановления давления явно свидетельствует о наличии трещинно-порового резервуара [2].

Для скважин Салымского месторождения также было проведено большое число исследований по изменению пластового давления в зависимости от отбора нефти из высокодебитных скважин. Было выявлено четыре основных периода: 1 – резкое падение пластового давления до 35 МПа; 2 – темп снижения давления замедляется и даже остается стабильным на определенном уровне (интервал 28-35 МПа); 3 – темп падения увеличивается, а затем уменьшается (интервал 28-20 МПа); 4 – при пластовом давлении ниже 12 МПа работа скважины становится неустойчивой. Из этого можно сделать вывод, что дебиты и давления в баженовском резервуаре резко снижаются в начальной стадии эксплуатации, после чего начинаются некоторый период стабилизации и последующее падение.

В 80-х гг. прошлого столетия во многих зарубежных странах шло активное изучение методик по альтернативной интерпретации данных по восстановлению давления в скважинах. Одной из наиболее часто применяемой на Западе методик является “метод производной” (Bourdarot G., 1996). Он оказался очень интересным в применении к трещинно-поровым резервуарам. Была создана теоретическая модель трещинного резервуара (рис. 3), в основе которой лежат в той или иной степени пористая матрица и трещина.

Рис. 3. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ТРЕЩИННОГО РЕЗЕРВУАРА (Bourdarot G., 1996)

 

При создании депрессии на пласт флюид сначала начинает отдавать трещины, потом идет процесс подпитки трещин матрицей, после чего флюид опять начинает попадать в скважину.

По нашему мнению, баженовский резервуар очень похож на трещинную систему, описанную G.Bourdarot [1]. Основным сходством является поведение резервуара: сильное падение в начале эксплуатации скважины, потом некоторое восстановление и стабилизация. К сожалению, очень часто не удается привести скважину к увеличению давления, так как матрица не успевает подпитывать резервуар флюидом. Для этого необходимо периодически закрывать скважину, давая тем самым матрице возможность подпитать трещины и восстановить давление в резервуаре.

Необходимо отметить и тот немаловажный факт, что в баженовской свите существует эффект сжимания трещинного пространства, а как следствие – падение проницаемости при понижении пластового давления. Этот эффект был изучен на скв. 27 Салымского месторождения: так, в начале ее эксплуатации проницаемость, полученная по КВД, снизилась с 27 до 8 мкм2 [2].

По нашему мнению, баженовский резервуар необходимо эксплуатировать с периодическим закрытием скважин, чтобы появилась возможность для матрицы питать трещины и восстановить пластовое давление в пласте, не давая тем самым идти процессу смыкания трещин.

Необходимо отметить, что используя “метод производной”, можно решать массу геолого-гидродинамических задач:  определять протяженность баженовских линзовидных залежей, а при условии длительного замера с использованием высокоточных глубинных манометров можно рассчитать изменение проницаемости на различных расстояниях от скважины, легко может быть определен параметр флюидообмена матрицы и трещин и др.

ВЫВОДЫ
  1. Баженовский резервуар необходимо рассматривать как систему трех (макро, мезо и микро) уровней. Коллекторы баженовской свиты имеют различное поведение на разных уровнях, при этом в фильтрации превалирующую роль играет макромасштаб, а в подпитке трещин – мезомасштаб.
  2. Катагенетическое и тектоническое воздействия на баженовский резервуар влияют не только на трещинообразование, но и сильно изменяют матрицу баженовской породы. За счет появления трещиноватости на микроуровне закрытые поры переходят в открытые, а также отмечается образование дополнительных пор.
  3. В макромасштабе для оценки возможной продуктивности баженовской свиты (дебит, продуктивность) необходимо использовать скважины, испытанные исключительно в открытом стволе с применением щелевого или других разновидностей хвостовых фильтров.
  4. Баженовский резервуар служит классическим примером порово-трещинного резервуара, который имеет такие особенности, как схлопывание трещин при спаде давления, специфическую систему обмена флюидом между матрицей и трещинами. По нашему мнению, этот резервуар необходимо эксплуатировать с периодическим закрытием скважин, чтобы позволить возможность матрице питать трещины и восстанавливать пластовое давление в пласте, не давая тем самым идти процессу смыкания трещин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Нестеров И.И. Перспективы нефтеносности глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири / И.И.Нестеров, Ю.В.Брадучан, В.Г.Елисеев и др. – Тюмень: Тюменская правда, 1976.
2. Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири / И.И.Нестеров, И.Н.Ушатский, А.Я.Малыхин и др. – М.: Недра, 1987.
3. Новиков Г.Р. Нефтяные месторождения и типы залежей Салымского нефтяного района / Г.Р.Новиков, Ф.К.Салманов, А.В.Тян // Тр. ЗапСибНИГНИ. – Вып. 41. – 1970.
4. Трапезникова Н.А. Сейсмологические модели и сейсмические волновые поля, соответствующие отложениям баженовской свиты / Н.А.Трапезникова, А.А.Харланова, С.В.Зуй, А.А.Пудовкин, А.М.Медовой // Проблемы нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири. – М.: Изд-во ИГиРГИ, 1986.
5. Халимов Э.М. Оценка экономической эффективности освоения запасов нефти в баженовской свите / Э.М.Халимов, Н.В.Колесникова, М.Н.Морозова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2004. – № 4.


©  И.А. Никульшин, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-5.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru