Исследование геолого-промысловых параметров сложнопостроенных глинистых коллекторов нижнего Майкопа Восточного Предкавказья

Актуальность проблемы. На территории Восточного Предкавказья основные разведанные и разрабатываемые залежи нефти и газа связаны с традиционными коллекторами и ловушками. На современном этапе развития нефтегазовой отрасли в регионе значительный объем прироста запасов нефти и газа может быть связан с нетрадиционными ловушками в глинистых породах — коллекторах. Со времени открытия первых скоплений нефти в глинистых породахколлекторах нижнего Майкопа накоплен значительный объем теоретических и экспериментальных исследований. Однако до сих пор остается невыясненным ряд вопросов, связанных как с определением параметров коллекторов и природного резервуара в целом, так и с некоторыми особенностями разработки содержащихся в них залежей, в частности, — обводнением скважин.

Целью работы является разработка модели природного резервуара для залежей нефти в глинистых отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья.

Основные задачи исследования:

1. Изучение особенностей строения глинистых отложении нижнего Майкопа.

Восточного Предкавказья, являющихся вместилищем для скоплений нефти и газа.

2. Определение основных параметров сложнопостроенного глинистого коллектора и резервуара нефти.

3. Определение источника поступления воды в нефтяную залежь в процессе её разработки.

Объект исследования. В основу работы положены результаты исследований автора за период с 2001 по 2009 г. в ОАО «СевКавНИПИгаз». Основным объектом изучения явились нижнемайкопские отложения Восточного Предкавказья. В работе использованы результаты изучения пород нижнего Майкопа на Воробьевской, Журавской, Елизаветинской и других площадях, результаты гидродинамических исследований на скважинах указанных месторождений, а так же анализ некоторых показателей разработки Воробьевского и Журавского нефтяных месторождений.

Научная новизна.

1. Разработана новая модель природного резервуара нефти в глинистых отложениях нижнего Майкопа. Проведено исследование структуры фильтрацион-но — емкостной системы породы — коллектора и характера её насыщения. Показано, что гидродинамическая система природного резервуара имеет надежную изоляцию от окружающих систем, а ее работа целиком определяется трещинно — поровым типом коллектора. В модели учитывается, что геометрические параметры природного резервуара совпадают с параметрами ловушки вследствие её литологической ограниченности.

2. Усовершенствована методика определения основных параметров слож-нопостроенного глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации и наблюдений за изменением пластового давления в залежи.

3. Предложена новая модель процесса обводнения залежей, приуроченных к глинистым породам — коллекторам нижнего Майкопа. Показано, что обводнение залежей происходит за счет свободной воды, содержащейся в матрице глин продуктивных интервалов.

4. На основе разработанной модели резервуара и модели процесса обводнения обоснованы режимы разработки нефтяных залежей в сложнопостроенных глинистых породах — коллекторах. Установлено, что разработка таких залежей ведется в основном за счет упругих сил. Режимы разработки месторождений определяются особенностями строения природного резервуара, характером насыщения породы — коллектора флюидами и типом ее фильтрационно — емкостной системы.

Практическая значимость работы. Разработанная модель коллектора, природного резервуара и способы оценки емкостных параметров, могут быть использованы для уточнения текущих запасов нефтн Воробьевского и Журавского месторождений. Предложенная модель обводнения залежей, приуроченных к подобным коллекторам, позволяет использовать ее при проектировании разработки с целью повышения нефтеотдачи в аналогичных залежах.

Реализация результатов работ. Разработки автора, касающиеся методики определения параметров глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин, определения источников обводнения залежей нефти в глинистых коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, использовались при выполнении договора по государственному контракту № АП — 1нг/2000 и № Р — 2/01 — К «Оценка условий и прогноз нефтегазоносности по литолого — стратиграфическим данным глинистых коллекторов майкопской серии Предкавказья», заказчик — Главное управление природных ресурсов и охраны окружающей среды по Ставропольскому краю.

Апробация и публикация результатов работ. Основные положения диссертации прошли первичную апробацию на Международной научно — практической конференции «Газовой отрасли новые технологии и новая техника», г. Ставрполь 9−12 сентября 2002 г.- Шестой международной конференции, посвященной 100 — летию со дня рождения И. О. Брода и Н. Б. Вассоевича «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», г. Москва апрель 2002 г.- Научнопрактическом семинаре «Научный потенциал молодых ученых и специалистов», г. Ставрополь, май 2005 г.- семинарах и научных конференциях факультета нефти и газа Северо — Кавказского государственного технического университета (2001 — 2005г).

Публикации: Содержание диссертации опубликовано в 7 работах.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 126 страницах, иллюстрируется 38 рисунками, содержит 12 таблиц и список литературы из 54 наименований.

Основные выводы по модели природного резервуара:

1. Природные резервуары в глинистых отложениях олигоцена Воробъев-ского и Журавского месторождений является ограниченными.

2. Природный резервуар однороден (все зоны пласта характеризуются хорошей гидродинамической сообщаемостью).

3. Природный резервуар представлен глинистыми породами с двойной пустотностью (трещинно — поровый коллектор).

4. Трещинно — поровый коллектор, слагающий природный резервуар, характеризуется большой емкостью матрицы породы по сравнению с трещинной емкостью. Если пористость матрицы по данным исследования керна равна 0,122, тогда трещинная пористость по результатам обработки данных падения давления составит 0,042. Проницаемость матрицы породы значительно ниже проницаемости трещинной системы. По данным исследования скважин среднее значение трещинной проницаемости равно 31,1* Ю" 3 мкм2. По результатам обработки данных падения давления в залежи, средняя проницаемость матрицы породы в 9,62 раза меньше трещинной проницаемости, и составляет 3,4 х Ю'3 мкм2.

5. Изменение пластового давления в резервуаре происходит в первую очередь в трещинной системе.

6. Отмечается хорошая связь трещинной системы с матрицей породы.

7. Переток жидкости из матрицы породы в трещинную систему начался после снижения пластового давления в среднем на 2,31 МПа от начального значения.

ГЛАВА 4 АНАЛИЗ ДАННЫХ РАЗРАБОТКИ ВОРОБЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСТОЧНИКА ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН.

Как известно, выявленные залежи нефти в глинистых коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья характеризуются двумя основными особенностями строения: нетрадиционным типом нефтенасыщенного коллектора и отсутствием пространственной связи с положительными формами структурного плана продуктивных пластов.

Считается [2], что залежи нефти в высокоуглеродистых глинисто — кар-бонатно — кремнистых породах отличаются отсутствием законтурных и подошвенных вод. Отсутствие указанных вод объясняется приуроченностью нефтяных залежей не к гидродинамическим бассейнам, характерным для проницаемых пород, а к глинистым породам с высоким содержанием органического вещества. Погружение высокоуглеродистых глин обусловливает быструю эмиграцию больших количеств поровых вод из гидрофобных пород вследствие их уплотнения от все возрастающего гидростатического давления. Значительные объемы поровых вод эмигрируют также в газовой фазе при достижении главной зоны газообразования. Основной причиной этого является высокая начальная гидрофобность пород, обусловленная высоким содержанием органического вещества (для «баженитов» Западной Сибири в среднем 10 — 14% и даже до 22% Сорг) [4]. Этот факт и, например, анализ данных эксплуатации Салымского месторождения, где добывалась безводная нефть, привел большинство исследователей к начальному выводу о том, что на Воробьевском и Журавском месторождениях также будет извлекаться безводная нефть. Этот вывод подтвердился результатами опробования и эксплуатации первых скважин на указанных месторождениях. Практически во всех скважинах опробованные интервалы оказались «сухими» или дали притоки нефти без воды. Начиная с 1986 г., на Воробьевском и с 1988 г. на Журавском месторождениях стали интенсивно обводняться эксплуатационные скважины, получены притоки нефти с водой, а в ряде случаев только притоки воды в некоторых скважинах, где дебиты достигали 40 — 48 м3/сут (скв. № 78 Журавская).

Наличие воды в скважинах Воробьевского и Журавского месторождений на сегодняшний день доказательств не требует. Дискуссионным является вопрос, откуда поступает вода.

Существует несколько точек зрения на источник обводнения. Считают (Петренко В. И., и др, 1990 г.), что поступление воды возможно:

1. Из вторичной пустотности, т. е. из трещин, в которые вода была оттеснена нефтью в периферийные участки (в «законтурную» зону) на стадии формирования залежи.

2. Из вторичной пустотности, т. е. из трещин, в которых есть остаточная вода, являющаяся неподвижной на ранней стадии эксплуатации.

3. Из матрицы, которая в основном насыщена поровой водой и преобразованным ОВ.

4. Из нефти, представляющей собой эмульсию второго рода, которая частично разлагается с выделением и накоплением воды.

5. Из вышележащих и нижележащих водоносных пластов.

Наиболее общепринятым является разработанное рядом авторов положение о равномерном подъеме зеркала пластовых вод по всей площади месторождения (Быков И. Д. и др., 1992, 1993 1994), вследствие чего последовательность обводнения скважин связана с абсолютными отметками (а.о.) низа интервала перфорации (рисунок 4.1).

Однако процесс обводнения целого ряда скважин не подтверждает эту концепцию. Так, например, обводнение скв. № 29 Воробьевской (а.о. низа интервала перфорации 1861 м) произошло раньше, чем обводнились скважины № 30 Воробьевская (а.о. 1887 м), скв. № 21 Воробьевская (а.о. 1883 м) и скв. № 24 Воробьевская (а.о. 1876 м). Скважина № 15 Воробьевская обводнилась одновременно со скв. № 30 Воробьевской, несмотря на расположение нижних отверстий перфорации на 37 м выше, а также раньше обводнения скважин № 21 и № 24 Воробьевских.

1М£ 1М8 1ЮТ 1Ш 1099 ШВО 1вв1 189? 1603 1ВМ 1995 1М6.

1 А 11ЙП ПОНг) т нл. л ас1).

1 ¦ -?4Ял «ОНА 1.

ПйШг) < ^ 1 П. ПО"!.- ЗДЙП ПОвЯг * :1Вр 11 985 Г).

4 ЦЦп 1 ИОНЛгХ >

5Вр (1МЭг) иВ? <18 811 > *ППгъ НМИ ¦

Рисунок 4.1 — Зависимость времени начала обводнения скважин от абсолютных отметок низа интервалов перфорации.

Трехмерная визуализация распространения фронта воды, динамики бурения эксплуатационного фонда скважин в процессе разработки Воробъевского месторождения, так же показывает, что положение нижних дыр перфорации никак не влияет на очередность обводнения скважин (рисунок 4.2 — 4.3).

Рисунок 4.2 — Схема продвижения фронта воды на Воробъевском нефтяном месторождении в период 1986 — 1988гг.

1993 г.

Рисунок 4.3 — Схема продвижения фронта воды на Воробъевском нефтяном месторождении в период 1990 — 1995гг еР #.

1990 г.

1991 г.

1994 г.

1995 г.

Предположение по обводнению скважин контурной водой также не подтверждается. Обводнение скважин, в этом случае, должно происходить последовательно, с какой — либо стороны. Такой последовательности нет. В скважине № 5 Воробьевской вода появилась в 1986 г., а в скважинах № 2 и № 12 Воробь-евскихв 1988 г. и 1990 г., соответственно.

Как показывает анализ фактического материала, обводнение скважин Во-робьевского месторождения произошло при снижении пластового давления (замеренного на отметке середины интервала перфорации) до определенной величины (рисунок 4.4 исходные данные для рисунка приведены в таблице 4.1).

30.5 т.

30 29,5 •.

29 28,5 ¦ 28 27,5 27 26,5 26.

255 ппл — 0,0148 Н ср.перф. я- 0,83.

• •.

ППП — 0,0141 Н ср.перф.

Р?= 0,87 • •.

• - Безвещные скважины 9 — Обводни вииеся скважины.

1750 1800 1850 1900 1950 2000.

Абсолютные отметки середины интервала перфорации, м.

Рисунок 4.4 — Зависимость начала обводнения скважин от величины пластового давления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В результате проведенных исследований установлено, что нетрадиционный глинистый коллектора в отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья может быть представлен как сложная система, состоящая из высокопористой слабопроницаемой матрицы, заполненной водой и битумоидами, и сети горизонтальных и вертикальных трещин, в которых содержится основной объем нефти. Тип коллектора может быть охарактеризован как трещинно — по-ровый. Матрица породы в сравнении с трещинной системой обладает высокой пористостью и низкой проницаемостью.

Динамика снижения пластового давления в залежи в процессе разработки полностью соответствует модели ограниченного резервуара, представленного коллектором с двойной пустотностью.

Представленная модель коллектора и резервуара нефти в отложениях нижнего Майкопа позволяет объяснить многие явления, происходящие в залежи в процессе ее разработки.

В процессе разработки залежи нефть движется к скважине через систему вертикальных и горизонтальных трещин, заключающих в себе запасы нефти. Вытеснение нефти в начальный период разработки происходит за счет сжатия горизонтальных трещин. Матрица породы вследствие ее низкой проницаемости до некоторого времени не влияет на вытеснение нефти. Давление в порах матрицы, насыщенных водой и «закупоренных» битумоидами, остается постоянным и равным пластовому давлению до начала разработки. Однако, по мере снижения пластового давления в трещинах и, как следствие, увеличения разницы давлений (депрессии) между трещинами и матрицей, из последней начинается поступление воды в систему трещин и далее к скважинам. Момент начала поступления воды из матрицы зависит от типа битумоида, «закупоривающего» поры. Так, в зоне развития маслянистых типов битума поступление воды происходит при депрессии в системе трещина — матрица породы от 1,9 до 2,17 МПа, в зоне развития смолистого типа — при депрессии 3,63 МПа. Природный резервуар Воробьевского месторождения в однородной глинистой толще имеет надежную гидрогеологическую и гидродинамическую изоляцию. Залежь нефти за весь период разработки по сути работала в условиях замкнуто — упругого режима. Основной вывод, который можно сделать из вышеизложенного, заключается в том, что поступление воды в залежь начинается после того, как давление в залежи снизится до определенной величины. Поэтому разработка подобных месторождений должна сопровождаться поддержанием пластового давления с самого начала эксплуатации скважин, что должно учитываться при проектировании. Воробъевское и Журавское месторождения являются уникальными по своему геологическому строению и требуют нестандартного подхода к их разработке. Опыт их изучения и эксплуатации должен стать основой для рациональной разработки целого ряда аналогичных месторождений на территории Восточного Предкавказья.

На сегодняшний день перспективными для поисков залежей нефти в глинистых коллекторах, исходя из литолого — стратиграфических особенностей нижнего Майкопа, являются территории, расположенные в пределах развития глинистых фаций нижнего Майкопа в районах Восточно — Ставропольской впадины, Прикумской зоны поднятий, Кизлярской ступени и Терско — Каспийского прогиба восточнее Северо — Нагутской площади, восточнее и включая Журавско — Северскую, Алексеевскую, Западно — Серафимовскую площади и далее на восток, включая территории с известными месторождениями и нефте-проявлениями (Советское, Лесное, Ачикулак и др.), вплоть до акватории Каспийского моря. С точки зрения оптимизации разработки уже обводнившихся залежей огромный интерес представляют Воробьевское и Журавское месторождения.