Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор исследований по нефтегазоносности глинистых коллекторов 7
2 Геологическое строение территории 19
2.1 Литолого — стратиграфическая характеристика разреза 19
2.2 Тектоника 32
2.3 Нефтегазоносность 35
2.4 Геохимическая характеристика отложений нижнего Майкопа 40
2.5 Характеристика глинистого коллектора по данным ГИС 44
2.6 Гидрогеологические условия и термобарический режим 48
3 Модель глинистого коллектора и природного резервуара нефти в отложениях нижнего майкопа 55
3.1 Модель коллектора 56
3.1.1 Характеристика коллектора по данным анализа керна 56
3.1.2 Количественная оценка параметров глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин 64
3.2 Модель природного резервуара 81
4 Анализ данных разработки воробьевского месторождения с целью определения источника обводнения скважин 94
Заключение. 119
Список использованной литературы
- Нефтегазоносность
- Характеристика глинистого коллектора по данным ГИС
- Характеристика коллектора по данным анализа керна
- Количественная оценка параметров глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин
Введение к работе
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 глшшстых породах - коллекторах. Со времени открытия первых скоплений нефти в глинистых породах - коллекторах 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:
Изучение особенностей строения глинистых отложений нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, являющихся вместилищем для скоплений нефти и газа.
Определение основных параметров сложнопостроенного глинистого коллектора и резервуара нефти.
Определение источника поступления воды в нефтяную залежь в процессе её разработки. ;
Научная новизна.
Разработана новая модель природного резервуара нефти в глинистых отложениях нижнего Майкопа. Проведено исследование структуры, фильтрационно - 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.
Усовершенствована методика определения основных параметров сложнопостроенного глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации и наблюдений за изменением пластового давления в залежи.
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.
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 особенно-
стями строения природного резервуара, характером насыщения породы - коллектора флюидами и типом её фильтрационно — емкостной системы. Защищаемые положения:
Модель природного резервуара нефти в отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, учитывающая ограниченный характер резервуара, трещинно - поровый тип коллектора, характер насыщения фильтрационно - емкостной системы коллектора.
Методика определения средней раскрытости трещин в пласте и предельно допустимых депрессий на пласт по данным гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов, а также применимость модели Уоррена - Рута и метода Полларда для определения параметров фильтрационно — емкостной системы сложнопостроенного глинистого коллектора.
Механизм обводнения залежей в сложнопостроенных глинистых породах -коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, учитывающий проявление внутреннего упруговодонапорного режима.
Практическая значимость и реализация результатов.
Представленная модель коллектора, природного резервуара и способы оценки емкостных параметров, могут быть использоваггы для уточнения текущих запасов нефти Воробьевского, Журавского и других месторождений. Предложенная модель обводнения залежей, приуроченных к подобным коллекторам, позволяет использовать ее при проектировании разработки и выборе мероприятий по повышению нефтеотдачи в аналогичных залежах. 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.
Фактический материал.
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.
Апробация работы.
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.; Научно -практическом семинаре «Научный "потенциал молодых, ученых и специалистов», г. Ставрополь, май 2005г.; семинарах и научных конференциях факультета нефти и газа Северо - Кавказского государственного технического университета (2001 - 2005г).
Публикации: Содержание диссертации опубликовано в 7 работах.
Нефтегазоносность
Технология ГИС для выделения и оценки насыщенности сложных коллекторов разрабатывается в ОАО «Ставропольнефтегеофизика» (Л.П.Чурилов, 1990), В.А.Гвоздецкая и др. С целью определения характера насыщения применяется методика суммирования пористости и сопротивления.
П.И. Блощицин (1990 г.) считает, что методы каротажа для оценки коллекторов палеогена оказались неэффективны и попытки установить связь между геофизическими параметрами, с одной стороны, и продуктивностью скважин, с другой стороны, были безрезультатны. Им предложен [5] способ оценки коллекторов палеогена Ставрополья испытателем пластов по кривым восстановления забойного давления.
Особенности формирования ннжнемайкопских отложений изложены в обзоре, подготовленном Б.А.Соколовым и др. [42].
Вследствие актуальности и исключительной сложности выделения неф-тенасыщенных интервалов в глинистых породах, в ОАО «СевКавНИПИгаз» под руководством В.Н. Евика (1989 г.) была проведена исследовательская работа с целью решения этой проблемы по целому комплексу показателей с использованием материалов ГИС и керна. В качестве показателей нефтеносных интервалов принимались: повышенное содержание Сорг, средние и выше средних значения пористости и плотности пород, прямые признаки нефтеносности в процессе бурения и др.
Большое внимание уделено геохимическим исследованиям бптумоидов и нефти. Установлен характер изменения битумоидов по площади и по разрезу Воробьевского месторождения, что следует учитывать при прогнозе нефтеносности. Анализ данных по плотности нефти, ее вязкости и газовому фактору позволил авторам наметить в общих чертах закономерности изменения этих параметров по площади Воробьевского месторождения. Отмечено, что в южной части залежи на погружении выявлено увеличение плотности нефти до 0,86-0,87 T/CMJ, а в центральной части и наиболее приподнятой северной части она уменьшается до 0,85- 0,84 г/см . По газовому фактору нефти изменения по площади другие: на западе и в центре нефть более газонасыщенная (60 - 100 м7т), а в северо - восточной и восточной частях газовый фактор снижается до 50- 20 м7т. Отмеченные факты, в целом, противоречивы и требуют дальнейших исследований. Авторами работы значительное внимание уделено инфракрасной спектрометрии битумоидов и нефти. Приведенные материалы позволяют судить о сингенетичности или эпигенетичности битумоидов, об их изменении по площади и разрезу, что является отражением геохимических процессов, происходящих в палеогеновых нефтематеринских породах. Важным представляется факт установления генетического родства битумоидов и нефтей в скважине № 43 Воробьевской.
Большой интерес представляют результаты определения трещинной емкости глинистых пород в больших шлифах. Они позволяют дифференцировать трещины на горизонтальные, секущие и вертикальные, а также - по генезису, размерам, протяженности. Что касается прогнозирования зон нефтеносности, то авторы приняли концепцию формирования залежей за счет миграции нефти в зоны трещиноватости из нижнемайкопских нефтематеринских отложений. В этой связи наибольшими перспективами должны обладать участки с повышенной трещиноватостью пород. По мнению авторов, зоны повышенной трещиноватости тяготеют к перегибам и структурным выступам на моноклинали, антиклинальным поднятиям и валам.
Более широкое и полное исследование в области разработки критериев выделения нефтенасыщенных объектов в глинистых отложениях нижнего май-копа Воробьевского месторождения проведено под руководством П.В. Бигуна (1991 г.).
Выполненный анализ работ, посвященных глинистым коллекторам различного возраста, расположенным в различных регионах мира, показал, что, несмотря на длительный период их изучения и значительный объем геологических и геофизических работ, вопросы генезиса этих залежей, выделения нефтенасыщенных объектов, оценка их емкостных и фильтрационных свойств не мо гут считаться решенными окончательно. Однако в большинстве случаев довольно четко устанавливается приуроченность коллекторов к зонам трещинова-тости, обусловленным тектоническим фактором.
В результате изучения стратиграфии и литологии продуктивных отложений нижнего Майкопа установлено, что основные резервуары связаны с трещинами различного направления. Плотность их достаточно велика, но они трудно диагностируются, так как в большинстве случаев ориентированы параллельно плоскостям напластования.
Нефтенасыщенная мощность (по данным ГИС) в среднем для хадумской свиты составляет 6,2 м, для баталпашинской свиты - 10,3 м.
В качестве критериев для выделения нефтенасыщенности объектов, предложено использование метода люминесцентной микроскопии, результатов литологических, петрофизических и геохимических исследований. Среди последних важными являются содержание и состав битумоидов, наличие в их составе кислородосодержащих компонентов. Для повышения эффективности геохимических исследований необходим полный отбор керна из глинистых отложений нижнего Майкопа с учетом ожидаемой мощности продуктивных отложений. Частота отбора проб керна на анализы будет определяться ожидаемой мощностью нефтенасыщенного объекта.
После отработки методики дальнейшим направлением работ может служить т. н. геохимический каротаж, который в настоящее время является одним из наиболее перспективных методов [40]. В основе его лежит спектроскопический анализ, позволяющий производить количественную оценку содержания тех или иных химических элементов как функции глубины. Эти данные затем пересчитываются в минеральный состав, нефтенасыщенность и т. д. Метод обладает высокой разрешающей способностью - около 0,5 м.
Характеристика глинистого коллектора по данным ГИС
Аптский ярус К\а Разрез отложений аптского возраста представлен неравномерным чередованием серых до темно-серых аргиллитов, алевролитов и песчаников с линзо-видно - слоистой прерывистой текстурой. Переход от алевролитов к песчаникам мелкозернистым постепенный с частыми линзами черного глинистого вещества. Породы участками известковистые до неизвестковистых с редкой каль-цитизированной фауной аммонитов. К югу площади в песчаниках появляется гравелитовый материал вплоть до образования слойков гравелитов до 0,05 мм. Мощность в скв. № 1 Южно - Спасской - 266 м.
Альбский ярус Kjal Отложения альба представлены переслаиванием песчаников мелкозернистых, алевролитов разнозернистых с маломощными прослоями аргиллитов. Породы глинистые, иногда слабоизвестковистые, с повсеместно встречаемыми линзами черного органогенно-гл і інистого вещества. Фиксируются единичные окатанные гравийные зерна и обугленные остатки древесных обломков. В породах присутствует глауконит. Мощность около-370 м.
Верхний отдел Кг Отложения данного возраста развиты повсеместно на изучаемой площади и весьма выдержаны по своей литологической характеристике. Это мергели серые в разной степени глинистые вплоть до перехода в аргиллиты известковистые. Текстура их от горизонтально - слоистой до массивной, в зависимости от степени глинизации с включениями детрита и целых форм кальцитизированной микрофауны. Большую долю в разрезе составляют известняки серые до белых, пелитоморфные до микро - мелкозернистых, плотные, крепкие, с включениями кальцитизированной микрофауны. Залегание пород горизонтальное. Мощность около 200 м.
Палеогеновая система Палеоценовый отдел 1 Представлен осадками эльбурганской свиты и свиты Горячего ключа общей мощностью около 320 м. Отложения представлены темно-серыми аргиллитами с прослоями алевролитов, реже песчаников и мергелей. Алевролиты серые до темно - серых, кварцевые с глауконитом, иногда переходят в мелкозернистые песчаники. Темно-серые мергели образуют маломощные прослои. Эоуеновый отдел 2 Черкесская свита 2
Представлена неравномерным чередованием аргиллитов, мергелей и известняков, причем на долю аргиллитов приходится 70-80 % объема вскрытых мощностей. Аргиллиты серые, плотные, участками слабо пзвестковистые (2-4 %), неравномерноалевритистые с частыми ходами пллоедов. Породы часто обогащены тонкораспыленной органикой. Встречаются слойки песчаника мелкозернистого, глинистого (0,2-2,0 м). Слои известняков (1-5 м) в разрезе редки и выдержаны по площади. Породы серые, микрозернистые до пелитоморфных, крепкие. Мергели данного возраста серые, горизонтально слоистые, неравномерно глинистые, с редкими округлыми (0,03-0,1 мм) формами микрофауны, прослои их маломощны (0,5-1,0 м), встречаются повсеместно. Мощность в скв. № 1 Южно - Спасской - 233 м. Кумекая (бурая) свита " 2 Отличается от подстилающих отложений наличием характерных темно-серых известковистых аргиллитов с буроватым оттенком, битуминозных мергелей и известняков. Общая мощность в большинстве случаев составляет 40-90 м. Белоглинская свита 2 Мощностью 30-70 м сложена, преимущественно, белыми известняками и светло - серыми, нередко с прослоями темно-серых известковистых аргиллитов.
Отложения пшехского горизонта изучены по керну из пятнадцати скважин Воробьевского месторождения и двух скважин соседних площадей. В подавляющем большинстве вынос керна составляет 75-100 %. На основании его изучения разрез представляется как толща аргиллитов с маломощными (0,1-0,4 м) прослоями и линзами мергеля, невыдержанного по площади, чаще встречающегося в ее юго-восточной части.
Аргиллиты серые до темно - серых, участками с буроватым оттенком, в основном тонколистоватые, горизонтально-слоистые, часто известковистые (до 12-25 %). Основная масса в проходящем свете бурая, ориентированная, хорошо раскристаллизованная. По данным рентгеноструктурного анализа и электронно-микроскопического анализа в составе глинистых минералов преобладает гидрослюда, содержание которой колеблется от 52 до 74 %, каоли-нит+хлорит составляет 26-50 %. Монтмориллонит обнаружен только в одном случаз в скв. № 9 Воробьевской площади в количестве 13 % (обр. 700, глубина 2193-2198м).
В породах отмечаются обилие отпечатков чешуи рыб и присыпки мелкоалевритового неокатанного кварца по наслоению, а также скопления (0,03-0, 10 мм) тонкозернистого пирита (до 3-5 %) или его россыпи в основной массе. Фиксируются отпечатки водорослей, раковин (0,5-3,0 см).
В ряде скважин Воробьевского месторождения (№ 6, 25, 22, 24, 13) в аргиллитах сохранились реликты туфогенного материала в виде мелкоалевритовых пепловых частиц игольчатой, клиньевидной формы, затронутые процессом глинизации и потому трудно диагностируемые. В работах И.Э. Сорокиной (ИГиРГи) приводятся данные изучения их под электронным микроскопом [39].
Мергели серые, крепкие, однородные. Слойками тонкоплитчатые, за счет повышенной глинистости (карб. 25 - 36 %). Иногда по плоскостям напластования фиксируются редкие отпечатки чешуи рыб. Мергели содержат незначительное количество (до 5 %) кальцитизированной фауны фораминифер, центральные части которых иногда выполнены аутигенным кварцем или кубиками пирита.
В целом, мощности пшехского горизонта на Воробьевской площади и прилегающих Пашолкинской, Южно-Спасской весьма выдержаны и колеблются от 30м на юго-западе до 40м на северо-востоке. На Журавской площади перепад с мощностями более резок и выявление закономерностей весьма затруднительно, что объясняется довольно неоднородным палеорельефом. Так, в районе скважин № 22 Жр и № 65 Жр мощности составляют от 10 до 13 м, в то время как в скважинах № 63 Жр и № 62 Жр они возрастают до 50 и 72 м соответственно. Можно предположить, что южная часть изучаемой территории была подвергнута хадумской трансгрессии несколько раньше северной (1-11 этапы). По результатам опробования пшехский горизонт на Воробьевском месторождении весьма неперспективный. Так, в центральной части площади вскрыты «сухие» пласты. К северу (скв. № 28 Вр, № 25 Вр, № 29 Вр) наблюдаются незначительные притоки воды, а к югу (скв. № 2 Вр, № 7 Вр) весьма слабые неф-тегазопроявления. Объяснить низкие коллекторские свойства с литологической точки зрения можно повышенной карбонатностью аргиллитов и присутствием в разрезе плотных мергелей, весьма невыдержанных по площади, а потому не играющих роль покрышки.
Характеристика коллектора по данным анализа керна
Экспериментами на образцах горных пород установлено, что зависимость проницаемости от изменения пластового давления для трещиноватых пород более существенна, чем для пористых сред [1, 11, 16, 17, 21, 53]. Изменение проницаемости происходит из-за изменения раскрытости трещин пород [3]. Горное давление, которое можно считать постоянным, уравновешивается напряжениями в скелете породы и давлением жидкости в трещинах. При снижении пластового давления увеличивается нагрузка на скелет породы и уменьшается раскрытие трещин (с ростом давления раскрытость увеличивается).
Здесь рассматривается изменение раскрытости трещин только в призабойной зоне скважины в связи с уменьшением забойного давления на различных режимах фильтрации. Будем считать, что уменьшение раскрытости трещин при снижении забойного давления создает дополнительные инерционные сопротивления, что и обусловливает отклонение индикаторных кривых от линейной зависимости.
При нарушении линейного закона справедливо уравнение: АР =AQ+BQ2. В этом случае коэффициент продуктивности не является константой и описывается выражением: Tirl/(A+BQ0, (7) где: ЧІ - коэффициент продуктивности на і - том режиме фильтрации, м /сут МПа; А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений уравнения фильтрации.
Тогда раскрытость трещин на і — том режиме фильтрации, исходя из уравнений (6) и (7), будет определяться соотношением: в =J12Mln(RK/rc) Д. («) Считается [53], что деформации в трещиноватом пласте упругие и малы по величине, а зависимость раскрытия трещин от давления имеет вид: в = в0(1-рЛР) (9) где: р - параметр трещиноватой среды (или коэффициент сжимаемости трещин), зависящий от упругих свойств породы и геометрии трещин, 1/МПа.
В связи с этим на рисунке 3.2, иллюстрирующем характер изменения продуктивности с изменением забойного давления, можно выделить две области. Первая область линейного смыкания горизонтальных нефтепроводящих каналов, в наибольшей степени подверженных влиянию эффективного давления, соответствует области резкого снижения продуктивности при относительно незначительном падении забойного давления. Проницаемость пласта при этом падает в несколько раз. Вторая область соответствует фильтрации жидкости через горизонтальные и вертикальные трещины с минимальной раскры-тостью, когда уменьшение забойного давления слабо влияет на продуктивность и раскрытость трещин.
Забойное давление, МПа Рисунок 3.2 — Изменение коэффициента продуктивности при снижении забойного давления Как известно, сжатие горизонтальных каналов происходит вследствие упругой деформации коллектора. Можно предположить, что после смыкания большей части горизонтальных трещин и увеличения нагрузки на матрицу породы происходит пластическая деформация материала коллектора с нарушением целостности его структуры. Это положение подтверждается тем, что при повторной отработке скважины на одном и том же режиме после работы скважины на больших депрессиях продуктивность, а значит и раскрытость трещин, всегда меньше первоначальных величин. В некоторых скважинах дальнейшее снижение забойного давления вызывает разрушение материала коллектора с вымыванием мелкозернистых фракций, что также указывает на наличие пластической деформации.
Таким образом, в трещинном пласте можно выделить две расходящиеся концентрические зоны вокруг действующей скважины: с пластической деформацией матрицы и упругой деформацией коллектора. Граница раздела этих зон будет определяться давлением в околоскважинной зоне, равным кажущемуся давлению смыкания горизонтальных трещин, величина которого может быть определена из графиков зависимости п/п от Рзаб, построенных по результатам исследования скважин (рисунок 3.3). Здесь п;, п - коэффициенты продуктивности скважины при Рзаб І И Рзаб = Рпл соответственно. Экстраполяция первого линейного участка на ось давлений даст кажущееся давление смыкания горизонтальных трещин, соответствующее давлению на границе раздела зон «пластическая деформация - упругая деформация». Зная характер распределения давления в околозабойной области работающей скважины от пластового к забойному, несложно найти границу раздела этих зон.
Депрессия на пласт, при которой происходит смыкание горизонтальных трещин, определяется уравнением:
Как было отмечено ранее, коэффициент сжимаемости трещин ((3) - это параметр, зависящий от упругих свойств породы и геометрии трещин. Вопросами, касающимися определения этого параметра, занимались А.Т. Горбунов, В.Ы. Николаевский и др., предложившие метод обработки индикаторных диаграмм [3].
Деформации в пласте упругие и сжатие трещин происходит по линейному закону, описываемому уравнением (9), из которого легко выводится зависимость для коэффициента сжимаемости трещин ((3): (3= (В-ВІУ(В-ДР), (11) где: в - средняя раскрытость трещин в остановленной скважине; В[ - средняя раскрытость трещин на і — том режиме; АР — разница между пластовым давлением и забойным давлением на і-том режиме.
Подставляя в уравнение (11) выражение (6) для средней раскрытое трещин в остановленной скважине, а таюке уравнение (8) для раскрытости трещин на і - том режиме и упрощая формулу, получаем:
Характер кривых восстановления забойного давления (КВД), зарегистрированных на скважинах Воробьевского нефтяного месторождения (рисунок 3.4), имеет типичный вид, характерный для трещинно - порового коллектора [36]. Первый участок (участок 1 на рисунке 3.4) отражает процесс восстановления давления в проводящей среде (участок 1 а), участок 1 б - процесс перераспределения давления между проводящей и питающей системами (трещина — матрица породы) и второй (участок 2) — окончательное восстановление давления в питающей среде (матрица породы). Таким образом, форма КВД для скважин Воробьевского месторождения свидетельствует о том, что глинистый коллектор представляет собой двухслойную среду, состоящую из проводящей и питающей систем. Проводящая система - трещины, питающая система - матрица породы. Для обработки КВД в трещинно — поровом коллекторе применим метод Полларда [51]. 50 40
-Кривая восстановления забойного давления по скважине № 40 Воробьевского месторождения Сущность обработки КВД по методике Полларда заключается в анализе процесса восстановления давления в скважине посредством построения и обработки основной и разностных кривых, характеризующих процесс фильтрации в системе призабойная зона — трещины - поры. Результаты регистрации КВД по методу Полларда для скважин № 35 Вр и № 40Вр представлены ниже.
График функции lgAP(t) на рисунке 3.5 пересекает ось ординат в точке lg Ар, имеющей значение 1,76343. След прямолинейного участка основной кривой пересекает ординату в точке lgCp, имеющей значение 1,7052. След прямолинейного участка разностной кривой пересекает ось ординат в точке lgDp, имеющей значение 0,86199.
Количественная оценка параметров глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин
С учетом особенностей строения коллектора и различной степени его насыщения нефтью и водой изложенными выше представлениями можно объяснить: - полное отсутствие или очень малые притоки воды (0,1 м3/сут) при испытании многих разведочных скважин. В этом случае кратковременных депрессий на пласт недостаточно для перехода остаточной воды в подвижное состояние; - получение безводной нефти в начальный период разработки во всех скважинах, давших промышленные притоки нефти на Воробьеве ком (также и на Журавском) месторождении. В этом случае сначала отрабатывается насыщенная только нефтью проводящая система (трещины), а затем в результате последующей эксплуатации залежи за счет снижения пластового давления и роста депрессии в системе «трещина — матрица» в матрице начинается движение свободной воды с выходом в трещины.
Глинистый трещинно - поровый коллектор нефти Воробьевского месторождения является аналогом коллектора в битуминозных кремнистых глинах баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения, разработка которого ведется уже более тридцати лет. За это время накоплен и проанализирован огромный объем геолого-промыслового материала. В обобщающей работе по нефтеносности баженовской свиты Салымского месторождения [27] указывается, что глинистый коллектор имеет листовато - пластинчатую или блоковую текстуру и характеризуется как коллектор с двойной средой, состоящей из флюидопроводящей среды (трещин) и аккумулирующей среды (матрица породы). Нефть заполняет как трещины, так и поровый объем матрицы породы [15]. Величина пористости матрицы породы колеблются в пределах 10-16%, трещинной пористости составляет в среднем 0,1%. Основные объемы нефти содержатся в порах матрицы породы. Проницаемость матрицы породы значительно ниже трещинной проницаемости. Подвижная вода не обнаружена ни в одной скважине. Динамику изменения пластового давления и дебита нефти можно проследить по одной из наиболее длительно работавших скважин — разведочной скважине № 28 Салымского месторождения (рисунок 4.9).
На ее примере можно проследить стадии разработки Салымского месторождения [37]. На первой стадии (участок 1 на рисунке 4.9 и рисунке 4.10) нефть добывают в основном за счет упругоемкости трещинной системы. На второй стадии (участок 2 на рисунке 4.9 и рисунке 4.10) темп снижения пластового давления значительно падает и определяется притоком нефти как из трещинной системы, так и из подключившихся пор матрицы. На третьей стадии (участок 3 на рисунке 4.9 и рисунке 4.10) основной объем нефти поступает из пор матрицы, а трещины выполняют главным образом функцию подвода нефти к скважине. И наконец четвертая, завершающая стадия разработки (участок 4 на рисунке 4.9 и рисунке 4.10), когда энергетический потенциал матрицы породы исчерпан, темп снижения давления снова увеличивается. Соотношение средневзвешенных значений добычи нефти при снижении пластового давления на 1МПа на первых трех стадиях разработки составляет 1: 4,7: 8,2.
Однако, поскольку поровое пространство матрицы глин и аргиллитов ба-талпашинского и хадумского горизонтов в отличие от «баженитов» Салымско-го месторождения практически полностью заполнено водой, на второй, третьей и четвертой стадиях разработки Воробьевского месторождения из пор матрицы породы в проводящую трещинную систему поступала вода.
Исходя из вышеизложенного, в разработке Воробьевского месторождения можно выделить следующие стадии:
1. Месторождение в 1982 - 1985 гг. отрабатывалось с интенсивным снижением пластового давления в условиях упруго - замкнутого режима. Основной источники энергии - упругое смыкание трещин под действием горного давления и упругое расширение нефти. Зависимость падения давления от суммарного отбора жидкости на этом этапе (рисунок 4.13) является прямолинейной (интервал падения давления 0 - 2,3 МПа).
2. В 1985 - 1986 г.г. месторождение разрабатывается с менее интенсивным, чем в 1982 - 1985 гг снижением пластового давления. Замедление па 111 дения давления происходит за счет начавшегося перетока воды из пор матрицы. Режим работы залежи смешанный. На рисунке 4.13 этот режим характеризуется искривлением зависимости ДРщ, — SQ в интервале снижения давления 2,3 - 3 МПа.
3. В 1986 - 1993 гг. темп падения давления значительно снижается. Поддержание пластового давления происходит за счет притока воды из пор матрицы, поровое давление в которой, по отношению к давлению в трещинной системе аномально - высокое. Месторождение работает в условиях внутреннего упруговодонапорного режима глинистых пород. Основной источник энергии — упругое расширение свободной воды в матрице глин и упругий запас матрицы породы. Зависимость ДР„л — EQK (рисунок 4.13) снова приобретает линейный вид в интервале падения давления 3 - 3,3 МПа.
4. В 1993 - 1995 гг. происходит интенсивное снижение пластового давления за счет снижения энергетического потенциала блоков матрицы породы в пределах резервуара. Залежь работает на замкнуто - упругом режиме. Уклон линейной зависимости ДР1Л —» EQ на рисунке 4.13 после величины падения давления 3,2 МПа резко изменяется, но не утрачивает прямолинейного характера.
После прекращения эксплуатации скважин (таблица 4.4) в период с 1997 г. по 2000г, пластовое давление в залежи повысилось до 28,3 МПа (91% от начального значения). При повторном возобновлении разработки залежи с 2000 г, когда в эксплуатацию пущены 10 скважин сроком на 1год (№ ЗЕл, 5 Вр, б ЮС, 12Вр, 15 Вр, 16 Вр, 18 Вр, 33 Вр, 47 Вр, 50 Вр), большинство ранее обводнившихся скважин добывали нефть с незначительным количеством воды (обводненность порядка 5%). Это свидетельствует о том, что при разработке подобных залежей поддержание пластового давления происходит не только за счет высвобождения высокоаномалийных поровых вод из матрицы глин, непосредственно контактирующих с трещинной системой, но и за счет создания перепада давления между резервуаром и вмещающим его массивом глин. Только две скважины, № 18 Вр и 50Вр, вскрывшие залежь в наиболее пониженных участках, дали притоки воды без признаков нефти. Из этого можно сделать вывод о том, что в пределах резервуара в процессе остановки разработки произошло перераспределение масс жидкости по плотности.
Выделенные четыре стадии разработки Воробьевского нефтяного месторождения по сути являются разновидностью замкнуто - упругого режима и являются следствием того, что природный резервуар в однородной глинистой толще имеет надежную гидрогеологическую и гидродинамическую изоляцию [8], что явилось следствием особенностей его формирования.
