Содержание к диссертации
Введение
1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СОСТАВЛЕНИЯ КАПИЛЛЯРНО- ГРАВИТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА С ЦЕЛЬЮ ИХ РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ 15
1.1. Два рода капиллярных барьеров, аккумулирующих углеводороды 22
1.1.1. Капиллярные барьеры первого рода 22
1.1.2. Капиллярные барьеры второго рода 26
2. ВАРИАНТЫ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА, НАХОДЯЩИХСЯ ПОД КОНТРОЛЕМ КАПИЛЛЯРНЫХ БАРЬЕРОВ, В СОЧЕТАНИИ СО СТРУКТУРОЙ ПЛАСТА 31
2.1. Прогнозирование контуров нефтегазоносности 31
2.1.1. Прогнозирование контуров нефтегазоносности залежей, находящихся под преимущественным контролем капиллярных барьеров второго рода 32
2.1.2. Капиллярная модель газоконденсатной залежи пласта БУ Ямбургского месторождения 34
2.1.3. Капиллярная модель газонефтяной залежи пласта БТп Русско-Реченского месторождения 41
2.2. Прогноз контуров нефтегазоносности залежей, находящихся под совместным контролем капиллярных барьеров первого и второго рода 65
2.2.1. Капиллярная модель залежи нефти пласта ЮСг Омбинского месторождения 66
2.2.2. Капиллярная модель газонефтяной залежи Песцового месторождения 82
3. ОЦЕНКА ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ИХ КАПИЛЛЯРНЫХ И КАПИЛЛЯРНО- ГРАВИТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ 95
3.1. Общие представления 95
3.2. Строение нефтяной залежи пласта EB Сенченского купола Самотлорского месторождения с позиции концепции капиллярности нефтегазонакопления 107
3.2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Самотлорского месторождения 109
3.2.2. Тектоника 117
3.2.3. Нефтегазоносность пласта БВ8 122
3.2.4. Капиллярная модель залежи нефти пласта EBg Сенченского купола Самотлорского месторождения 128
3.2.5. Анализ разработки залежи нефти пласта БВ8 Сенченского купола в связи с её капиллярной моделью 142
3.3. Залежь нефти с трудноизвлекаемыми запасами пласта ЮСг Восточно-Сургутского месторождения 164
3.3.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Восточно-Сургутского месторождения 168
3.3.2. Тектоника 175
3.3.3 Нефтегазоносность 177
3.3.4. Капиллярно-гравитационная модель залежи нефти пласта ЮС Восточно-Сургутского месторождения 184
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 193
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 195
- Капиллярные барьеры первого рода
- Прогнозирование контуров нефтегазоносности залежей, находящихся под преимущественным контролем капиллярных барьеров второго рода
- Строение нефтяной залежи пласта EB Сенченского купола Самотлорского месторождения с позиции концепции капиллярности нефтегазонакопления
Введение к работе
Актуальность защищаемой работы. В последние годы геологам все чаще приходится исследовать сложнопостроенные залежи нефти и газа, связанные с породами со средними и низкими коллекторскими свойствами. Сложность эта прежде всего состоит в том, что в распределении в природных ловушках воды, нефти и газа наблюдаются существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, которая является главной рабочей гипотезой и эффективно работала и работает при моделировании «простых» геологических объектов с высокими фильтрационными свойствами пород-коллекторов. При изучении сложных объектов геологи нередко вынуждены для обоснования составленных ими моделей с позиции антиклинальной концепции наделять эти модели различного рода экранами, не подтвержденными ни данными бурения, ни сейсморазведки. Дело в том, что антиклинальная концепция не учитывает сил сопротивления миграции нефти и газа, которыми являются капиллярные давления, возникающие на границе пластовых вод и углеводородов в поровой среде. Противодействие капиллярных сил гравитационным создает в пласте-коллекторе со средней и низкой проницаемостью резкие колебания отметок ВНК, смещение залежей относительно сводов локальных структур, определяет размеры и форму водонефтяной зоны и др.
Составление капиллярно-гравитационных моделей нефтяных и газовых залежей позволяет выявить истинные причины сложного распределения углеводородов в природных ловушках и произвести в таких случаях прогноз положения контура нефтегазоносности и других указанных характеристик залежей.
Также капиллярные силы представляют основной фактор, противодействующий извлечению нефти из продуктивных пластов, и, особенно, на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Как известно,
в России среди открытых нефтяных месторождений около 65% относятся к месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами.
В 2010 году из залежей с трудноизвлекаемыми запасами в России планируется добывать в год около 70% нефти [47]. Как писал А.А. Ханин (1979), если бы капиллярные эффекты отсутствовали, то извлечение нефти было бы полным, т.е. стопроцентным. В настоящее время после разработки месторождения и полного обводнения пласта в недрах остается от 60 до 90% от первоначальных запасов нефти.
Капиллярно-гравитационная модель залежи сложного геологического строения и (или) содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти может быть использована для разделения нефтяного скопления по геолого-промысловым характеристикам, что позволит уточнить систему разработки залежи, наиболее оптимально произвести расстановку добывающих и нагнетательных скважин, учесть и уменьшить негативное влияние неоднородности пласта на нефтеотдачу.
Цель работы - повышение эффективности разведки и разработки нефтяных и газовых залежей в юрских и неокомских отложениях Западной Сибири.
Основные задачи исследований:
1. Составление капиллярных и капиллярно-гравитационных моделей залежей
нефти и газа;
2. Прогнозирование контуров нефтегазоносности сложнопостроенных
залежей нефти и газа;
3. Расчет капиллярного поднятия воды в нефтяную залежь, определение
мощностей водонефтяных и чистонефтяных толщ и их картирование;
4. Определение точек избирательного размещения нагнетательных скважин.
Научная новизна работы: 1. Разработана новая методика построения моделей нефтяных и газовых залежей на основе изучения капиллярных характеристик продуктивных
пластов, которая позволяет объяснить природу их сложного строения и произвести прогноз положения контуров нефтегазоносности, выделить по высоте залежи чистонефтяные и переходные водонефтяные толщи, а также дать рекомендации по размещению нагнетательных скважин в зависимости от величины капиллярных давлений в гидрофильных и гидрофобных породах-коллекторах.
Впервые составлены капиллярные модели нефтяных и газовых залежей пласта БТ17 Русско-Реченского, пласта БУ9 Песцового и др. месторождений, позволившие произвести прогноз контуров нефтегазоносности и обосновать пространственное положение их наклонных водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов.
Впервые на основе изучения капиллярных свойств продуктивного пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения выявлены закономерности распределения по вертикали чистонефтяной и водонефтяной толщ, что позволяет оптимизировать размещение добывающих скважин. Даны рекомендации по размещению нагнетательных скважин в зависимости от величины капиллярных давлений смещения.
Практическая ценность работы. Результаты работы могут быть использованы при разведке и разработке нефтяных и газовых залежей и, в особенности, тех, которые характеризуются сложным геологическим строением и содержат трудноизвлекаемые запасы нефти. Составленные капиллярно-гравитационные модели залежей позволяют оптимизировать систему ППД и повысить конечную нефтеотдачу за счет сокращения объемов нефти, остающихся за фронтом вытеснения, а также сократить объемы нагнетаемой в пласт непроизводительной воды.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы многократно были доложены на конференциях студентов и молодых ученых: на конкурсах студенческих научных работ, посвященных памяти профессора В.И. Муравленко, Тюмень, в декабре 1999 г, 2000 г и 2001 г.;
на 54-й межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ 2000», Москва, апрель 2000 г.;
на 56-й межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ 2002», Москва, апрель 2002 г.;
на второй Всероссийской научной конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень, 2002 г.;
на межвузовской студенческой научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», Тюмень, 2002 г.;
на региональном конкурсе студенческих научных работ, Тюмень, декабрь 2002 г., где работа получила первую премию;
на всероссийской конференции-конкурсе молодых ученых минерально-сырьевого комплекса России, Санкт-Петербург, апрель 2003 г., где доклад был отмечен золотой медалью министерства образования;
на научно-практической конференции «Нефтегазоносность и оптимальные методологические решения поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в пределах Западно-Сибирской плиты», Тюмень, сентябрь 2003 г.;
на Всероссийской конференции "Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна", Тюмень, февраль 2004 г.;
на научно-практической конференции молодых специалистов ЗАО "Тюменский Нефтяной Научный Центр", апрель 2004 г.;
на научно-практической конференции молодых специалистов Западно-Сибирского региона, г. Нижневартовск, апрель 2004 г.;
на Российско-Европейском семинаре «Устойчивое развитие нефтегазовой промышленности», Тюмень, 2004 г.;
на конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области», Тюмень, сентябрь 2005
г.;
на международной конференции «Нефть и газ Западной Сибири», Тюмень, октябрь 2005 г. На защиту выносятся:
1. Капиллярно-гравитационные модели залежей нефти и газа пласта БТп
Русско-Реченского, пласта БУд Песцового, ЮСг Омбинского месторождений,
на основе которых произведен прогноз контуров нефтегазоносности и
обосновано пространственное положение их наклонных водонефтяных,
газонефтяных и газоводяных контактов.
2. Схема строения залежи нефти пласта EBg Сенченского купола
Самотлорского месторождения и порядок размещения нагнетательных
скважин для её эффективной разработки.
3. Рекомендации по разработке залежи нефти в пласте ЮСг Восточно-
Сургутского месторождения.
Защищаемые положения:
Капиллярные модели нефтяных и газовых залежей пласта БТп Русско-Реченского, пласта БУ9 Песцового месторождений, позволившие произвести прогноз контуров нефтегазоносности и обосновать пространственное положение их наклонных водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контактов.
На основе изучения капиллярных свойств продуктивного пласта EBg Сенченского купола Самотлорского месторождения произведена оценка геолого-промысловых характеристик залежи, выделены по вертикали чистонефтяная и водонефтяная толщи, составлены карты толщин этих зон, даны рекомендации по размещению нагнетательных скважин.
3. Предложено при разработке залежей нефти методом заводнения в
гидрофильных породах-коллекторах нагнетательные скважины размещать
избирательно на участках продуктивного пласта, охарактеризованных
сравнительно низкими значениями капиллярных давлений.
1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СОСТАВЛЕНИЯ КАПИЛЛЯРНО-ГРАВИТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА С ЦЕЛЬЮ ИХ РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ
Известно, что природные нефтегазоносные резервуары представляют собой поровые многофазные гетерогенные системы с изменчивыми во времени и пространстве свойствами и с практически бесконечным количеством контактирующих межфазных поверхностей. Поэтому становится очевидным, что важная роль в распределении воды, нефти и газа в природных резервуарах может принадлежать различным капиллярным силам, действующим в самых разнообразных геологических условиях. При этом, согласно определенному благоприятному комплексу условий, возникает та или иная ловушка для нефти или газа. По справедливому замечанию А.Леворсена (1958), каждая залежь представляет собой единичное явление, и ее образование можно считать конечным результатом взаимодействия 20-25 переменных величин.
В нефтегазовой геологии, как известно, господствующей является антиклинально-гравитационная концепция нефтегазонакопления. Зародилась она в 1859 г., когда полковник М.Дрейк в Пенсильвании (США) обнаружил связь нефтяных залежей с антиклинальными структурами. Затем, согласно принципам этой концепции в качестве перспективных объектов для поисков неантиклинальных залежей стали рассматривать также головные, т.е. наиболее приподнятые в структурном отношении участки выклинивающихся проницаемых пластов. Согласно антиклинально-гравитационной теории нефтегазонакопления, основным фактором, регулирующим поступление нефти и газа в природную ловушку, являются силы плавучести углеводородов. К настоящему времени на основе антиклинально-гравитационной концепции открыто не менее 50 тыс. известных в мире
нефтяных и газовых залежей. Она явилась базой для возникновения и развития мировой нефтегазодобывающей промышленности. На ее основе составляли и составляют планы поисково-разведочных работ, строят модели нефтяных и газовых залежей с целью подсчета запасов, разведки и разработки нефтегазоносных промысловых объектов.
Но, следует отметить, что антиклинально-гравитационная концепция, наиболее правдоподобно отражает условия нефтегазонакопления и распределение воды и нефти в ловушках с весьма высокими геолого-физическими характеристиками. Однако, в наше время на долю геологов промысловиков остались в основном месторождения, не обладающие такими свойствами. Все чаще приходится иметь дело с так называемыми сложнопостроенными месторождениями с трудно извлекаемыми запасами. Как правило, распределение воды, нефти и газа в продуктивных пластах таких месторождений имеет существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции. Эти наблюдаемые отклонения обусловлены тем, что антиклинальная концепция не учитывает действие капиллярных сил, участвующих как в процессе нефтегазонакопления, так и при вытеснении нефти из пласта, и ограничивается его морфометрическими хар актеристиками.
Капиллярные давления, как известно, представляют основную силу сопротивления миграции нефти и газа.
С переходом в последние десятилетия поисково-разведочных работ на объекты, где капиллярные эффекты играют гораздо большую роль, чем в ранее выявленных сравнительно крупнопоровых объектах, успешность поисково-разведочных работ резко снизилась. Например, на первой стадии поисково-разведочных работ в Западной Сибири, когда осваивали продуктивные отложения сеномана, представленные крупнопоровыми, нередко сверхкапиллярными, коллекторами, эта успешность достигала 60%, что на мировом уровне является весьма высоким показателем. С переходом
же на неокомский и юрский нефтегазоносные комплексы, залегающие на больших глубинах, где породы-коллекторы представлены сравнительно мелкопоровыми разностями с высокими капиллярными давлениями, успешность поисково-разведочных работ в грубом приближении снизилась соответственно до 30% и 10%.
На рисунке 1.1 представлен график распределения капиллярных давлений смещения на границе пластовых вод и газа в юрских, неокомских и сеноманских песчаных породах северных районов Западной Сибири. Как следует из графика, диапазон изменения значений капиллярных давлений в сеномане составляет от 0 до 0.2 МПа. Многие образцы охарактеризованы нулевыми значениями этого параметра, что указывает на широкое распространение в сеномане пород-коллекторов со всерхкапиллярными порами. В неокомских песчаных породах капиллярные давления изменяются от 0.2 до 3.5 мПа. Нулевые значения отсутствуют. В юрских отложениях, залегающих в северных районах Западной Сибири на глубинах порядка 4000 м., капиллярные давления изменяются от 0.5 до 3.5 МПа.
Увеличение значений капиллярных давлений с глубиной соответствует известной закономерности ухудшения фильтрационных свойств поровых коллекторов при погружении. Однако, в случаях погружения пород-коллекторов в условиях без дренирования, коллекторские свойства пород сохраняются, но повышается пластовое давление вплоть до АВПД [19]. В природных условиях в зонах без дренирования при погружении и, таким образом, при повышении горного (литостатического) давления, пластовая вода не может покинуть коллектор и противодействует горному давлению. В связи с этим повышается пластовое давление до АВПД и сохраняются коллекторские свойства; пористость и проницаемость меняются несущественно. При этом несущественно изменяются и капиллярное давление на контакте пластовых вод и углеводородов. В зонах с дренированием, данные о которых представлены на рис. 1.1, т.е. имеющих область разгрузки
пластовых вод, при погружении и повышении горного давления вода покидает зону, вследствие чего радиус пор уменьшается, что влечет за собой уменьшение проницаемости и капиллярного давления. Таким образом, стадией сохранения коллектора в условиях недр можно назвать стадию сохранения его в поровом пространстве свободного (гравитационного) флюида. Уплотнить осадочную породу можно только путем удаления из нее воды или другого флюида. То есть, коллекторские свойства пород изменяются только в том случае, если при погружении или при разработке месторождения изменяется соотношение твердой, жидкой или газовой фаз.
Рассмотренная закономерность изменения капиллярных давлений с глубиной на Севере Западной Сибири согласуется с изменением успешности поисково-разведочных работ при переходе от поисков и разведки сеноманских объектов к объектам неокома и юры.
Такое явление представляется вполне естественным, поскольку с увеличением капиллярных давлений строение нефтяных и газовых залежей усложняется, и в распределении в природных ловушках воды, нефти и газа наблюдаются все большие отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, которая, как известно, лежит в основе поисково-разведочных работ и является у геологов-нефтяников главной рабочей гипотезой.
Также и при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири методом заводнения, в сравнении с Урало-Поволжьем, где впервые был в России применен этот метод, конечная нефтеотдача оказалась в два и более раза ниже.
Одной из главных причин такого снижения эффективности работ является неучет капиллярных характеристик природных нефтегазоносных резервуаров, представляющих основной фактор противодействующий вытеснению нефти из пласта.
Рис. 1.1. График распределения капиллярных давлений начала фильтрации в юрских, неокомских и сеноманских
песчаных породах Западной Сибири
В настоящее время при составлении проектов как разведки, так и разработки нефтяных и газовых залежей в их геологической части ограничиваются, как правило, моделями, составленными на основе антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления. В случаях, когда распределение нефти или газа в природной ловушке не согласуется с антиклинальной структурой, геологи зачастую вынуждены в угоду антиклинальной концепции снабжать модель залежи проблематичными разломами, зонами замещения пласта-коллектора и другими экранами, не подтвержденными данными бурения и сейсморазведки. При этом основную причину этих отклонений, т.е. различные капиллярные эффекты, возникающие в поровой среде на границе воды, нефти и газа, как правило, не учитывают. Но, как известно, всякая теория хороша до тех пор, пока она удовлетворительно и без насилия объясняет наблюдаемые факты.
Некоторые пути использования данных о капиллярных свойствах природных нефтегазоносных резервуаров при решении поисково-разведочных и промысловых задач показаны в работах М.Т. Аббасова, Д. Амикса и др., Р. Берга, Ю.Я. Большакова, Ю.П. Гаттенберга, Ш.К. Гиматудинова, А.Е. Гуревича, Д. Дженингса, Н.А. Еременко, Ю.В. Желтова, А.А. Карцева, Ж. Коллинза, А.Э. Конторовича, Ф. Крейга, М.М. Кусакова, Л.В. Лютина, М. Мунна, А.Ю. Намиота, Р.С. Сахибгареева, А.А. Ханина, Р. Чепмена, И.М. Эланского и др.
Основными параметрами, определяющими действие капиллярных эффектов на распределение в природных резервуарах воды, нефти и газа, являются поверхностно-молекулярные свойства твердой фазы, т.е. смачиваемость породы-коллектора и капиллярное давление. Смачиваемость определяет направленность действия капиллярных сил, а капиллярное давление представляет собой основную силу сопротивления миграции или фильтрации нефти и газа в поровом пласте.
Согласно фундаментальному закону Юнга-Лапласа, капиллярное давление (Рк) при наличии в пористой среде двух несмешивающихся фаз,
21 пропорционально произведению межфазного натяжения (у) на кривизну
межфазной поверхности (-):
Рк~±у-
Таким образом, капиллярное давление представляет собой функцию двух переменных величин - межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности. В свою очередь кривизна межфазной поверхности существенно определяется радиусом порового канала. Капиллярное давление системы нефть (газ) - вода определяется как разность давлений в нефтяной (газовой) и водной фазах:
Рк=Рн(г)-Рв
В зависимости от характера смачиваемости твердой фазы капиллярное давление может быть положительным или отрицательным. Так в гидрофильной поровой среде капиллярное давление на границе нефти (газа) и воды является положительным. В гидрофобном коллекторе оно отрицательное. Согласно свойству жидкостей и газов самопроизвольно принимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефти и газу энергетически выгоднее занимать относительно крупные поры, а воде -мелкие. Обратное распределение воды и углеводородов происходит в гидрофобном коллекторе.
Ю.Я.Большаковым [5] было рассмотрено взаимодействие капиллярных и гравитационных сил при формировании залежей нефти и газа. В результате был выделен тип нетрадиционных капиллярно-экранированных залежей нефти и газа, подразделенный на три класса: гидрофильный, гидрофобный и смешанный, гидрофильно-гидрофобный. Также были намечены пути их поисков. Однако, всякая залежь нефти или газа, в том числе и залежь классического антиклинального типа, находится в сфере действия капиллярных и гравитационных сил, поскольку содержится в поровой многофазной среде, подверженной гравитационному воздействию. Поэтому
22 при моделировании залежей нефти или газа любого типа с целью их разведки или разработки учет капиллярных характеристик природного нефтегазоносного резервуара представляется весьма полезным.
1.1. Два рода капиллярных барьеров, аккумулирующих
углеводороды
На основании того, что капиллярное давление является функцией межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности, определяемой, прежде всего, радиусом порового канала, выделены два рода капиллярных барьеров [5]. Капиллярный барьер первого рода возникает на стыках разнопоровых фаций, т.е. определяется микронеоднородностью пластов-коллекторов. Поскольку породы-коллекторы повсеместно неоднородны, присутствие капиллярных барьеров этого рода возможно в любом нефтегазоносном пласте, где они играют существенную роль как при нефтегазонакоплении в природной ловушке, так и при извлечении нефти в процессе разработки месторождения.
1.1.1.Капиллярные барьеры первого рода
Способы определения капиллярного давления были известны в нефтяной промышленности в течении последних шестидесяти лет. Данные о капиллярном давлении обычно получают путем изучения процесса вытеснения из образца породы одного флюида другим и представляют в виде зависимости давления от степени насыщенности образца тем или иным флюидом.
В силу микронеоднородности пород коллекторов диапазон изменения капиллярных давлений в поровом пространстве каждого образца породы-коллектора в зависимости от его насыщенности вытесняемым и вытесняющим флюидами достаточно широк и может достигать нескольких сотен килопаскалей, что осложняет возможность картирования этого
23 параметра. Однако, каждую кривую капиллярного давления можно охарактеризовать по меньшей мере тремя величинами этого параметра, каждая из которых имеет единственное значение -капиллярное давление вступления вытесняющего флюида (Рквст), капиллярное давление смещения (Рксм), равное давлению начала фильтрации, угол наклона платообразного участка кривой капиллярного давления, а также значение неудалимого, постоянного насыщения (рис. 1.2).
Угол наклона платообразного участка кривой характеризует степень отсортированности пор породы-коллектора. По мере ухудшения степени отсортированности пор положение платообразного участка становится все более крутым, что свидетельствует об ухудшении промысловой характеристики нефтегазоносного резервуара. Идеальным для вытеснения нефти можно считать резервуар, охарактеризованный горизонтальным положением платообразного участка кривой капиллярного давления.
Здесь следует отметить, что обычно в нефтегазовой геологии определяют степень отсортированности зерен, т.е. гранулометрический состав. Гранулометрический состав, как известно, определяют ситовым или седиментационным методом. Однако, гранулометрический состав характеризует отсортированность зерен, тогда как для нефтяников важно знать отсортированность не зерен, а поровых каналов, где находятся пластовые флюиды. А эту характеристику породы отсортированность зерен представляет слишком опосредовано и, зачастую, неверно. Параметр же, оценивающий степень гомогенности емкостного пространства породы коллектора, можно определить только по кривой капиллярного давления.
Капиллярное давление смещения соответствует точке пересечения вертикальной оси с продолжением платообразного участка. Этот параметр является достаточно информативным и может быть использован в качестве картируемого при составлении капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти.
НАСЫЩЕННОСТЬ НЕФТЬЮ , %
20 40 60 80 100
НАСЫЩЕННОСТЬ ВОДОЙ , %
Рис. 1.2. Типичная кривая капиллярного давления для пород-коллекторов
Западной Сибири
25 Величина капиллярного давления смещения, равная давлению начала фильтрации, может быть измерена экспериментально путем исследования керна или получена расчетным путем на основе данных о проницаемости по уравнению регрессии [5]:
РГ=збф053,
где К - проницаемость (мД); Рксм - капиллярное давление смещения (кПа).
Уравнение описывает параболическую связь капиллярных давлений смещения с проницаемостью породы для пластовой системы «нефть-вода». Оно составлено на базе данных лабораторных исследований кернов в количестве около 4000 штук. Методика лабораторных измерений капиллярных давлений заключалась в следующем. Образцы исследуемой породы изготовляли в виде цилиндров длиной 45 мм и диаметром 30 мм. С целью удаления воздуха из образцов, который в стандартных условиях практически нерастворим в углекислом газе, через образцы пропускали углекислый газ в объеме, превосходящем емкость каждого из образцов в несколько раз. Затем образцы вакуумировали и под вакуумом насыщали пластовой водой путем открытия канала между вакуумной камерой и емкостью с водой. В дальнейшем керн насыщали водой под давлением не менее 10 МПа. Последний прием в насыщении образца, с одной стороны, ускорял пропитывание водой, а с другой - удалял из него остатки углекислого газа вследствие растворения последнего. Затем образец зачехляли в резиновую втулку, помещали в кернодержатель высокого давления и подвергали всестороннему обжиму при помощи гидравлического пресса. Значение давления обжима назначали соответственно эффективному давлению, рассчитанному для глубины, с которой был взят керн, т.е. разности литостатического и внутрипорового давлений. После проверки системы на герметичность на нижний торец образца подавали сжатый азот из баллона. Скорость его поступления регулировали вентилем так, чтобы
26 давление, измеряемое манометром с ценой деления 0,001 МПа, повышалось со скоростью 0,001 МПа в минуту до момента обнаружения начала вытеснения воды из пор образца, что фиксировали по смещению капли окрашенной воды, введенной в горизонтальный стеклянный капилляр диаметром 0,2 мм, присоединенный через небольшую секцию трубопровода к образцу со стороны верхнего торца. При этом давление начала вытеснения принимали за капиллярное давление смещения. Однако, данные эксперимента справедливы только для системы "газ - вода", где межфазное натяжение составляет около 7,2x10" Н/м. Для системы же нефть - вода межфазное натяжение приблизительно равно 3,5x10" Н/м, т.е. почти в 2 раза меньше. Следовательно, для перевода результатов лабораторных измерений к условиям нефтяного пласта необходимо вводить поправочный множитель. В первом приближении его значение составляет около 0,5.
1.1.2.Капиллярные барьеры второго рода
Капиллярный барьер второго рода возникает вследствие изменчивости во времени межфазного натяжения. Межфазное натяжение на контакте воды и нефти является весьма чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении, вызывая тем самым повышение капиллярного давления. Следствием снижения пластовой температуры и связанного с этим повышения капиллярных давлений на ВНК может явиться ситуация, предотвращающая проникновение нефти через водонасыщенные породы, которые в прежних геотермических условиях характеризовались удовлетворительной для углеводородов проницаемостью. При этом происходящие после снижения пластовых температур неотектонические деформации нефтегазоносных пластов уже не могут вызвать перетоки нефти согласно принципу сообщающихся сосудов, поскольку залежи углеводородов стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления, т.е. на участках, которые они занимали до снижения пластовых температур. Очевидно, что в основном за счет возросших
27 межфазных натяжений будут лишены способности к перетокам нефти и газа залежи, находящиеся в коллекторах с низкими фильтрационными свойствами.
По данным Ш.К. Гиматудинова и др. [17], межфазное натяжение при снижении температуры от 120С до 70С в системе «газ-вода» практически удваивается, что влечет за собой и соответствующее увеличение капиллярного давления в поровой среде.
По данным И.И.Нестерова и др. [34], снижение пластовых температур за период от палеогенового до четвертичного на севере Западной Сибири составило до 50С. В Широтном Приобье в юрских и неокомских отложениях по данным этих же исследователей пластовые температуры понизились на 30-35С. В результате залежи нефти и газа были стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления, и происходящие в дальнейшем неотектонические деформации не могли вызвать перетоков углеводородов согласно принципу сообщающихся сосудов.
Синхронно охлаждению нефтегазоносные области Западной Сибири испытали активные неотектонические преобразования. В этот период происходила деформация или полное расформирование отдельных локальных поднятий и возникновение новых. По данным И.П. Варламова (1983) размах неотектонических движений на севере Западной Сибири достигал нескольких сотен метров. В Широтном Приобье он измеряется от десятков до сотни метров.
Таким образом, положение контура залежи может быть установлено путем палеоструктурного анализа в сочетании с данными опробования скважин. При прогнозировании положения контуров нефтегазоносности, ВНК и ГВК геологи, в основном, опираются на современную структуру продуктивных пластов, что нередко приводит к существенным ошибкам, в частности, при определении площади залежи. По свидетельству Ф.З. Хафизова (1991), в Западной Сибири 47% ошибок при подсчете
28 перспективных ресурсов УВ возникает вследствие неверного определения площади залежи, т.е. ее контура. Следует отметить, что на связь современного положения ВНК с неотектоническими движениями Западной Сибири указывалось ранее [41], но стабилизирующая роль возросших капиллярных давлений при этом не рассматривалась.
Исключительно сложный характер заполнения антиклинальных ловушек в нефтегазоносных резервуарах, подвергнутых снижению пластовых температур и активной неотектонике, известен на многих месторождениях севера Западной Сибири и Широтного приобья. Очевидно, что разведка таких месторождений на основе только принципов антиклинально-гравитационной концепции вряд ли может оказаться высокоэффективной.
Известно, что главные закономерности и особенности распределения температур в нефтегазоносных резервуарах определяют плотность теплового потока и ее изменение во времени. Большое влияние на температурный режим нефтегазоносных толщ оказывают вариации климата, определяемые изменчивостью интенсивности солнечной радиации. Ослабление плотности теплового потока в сочетании с похолоданием климата в неотектонический этап геологического развития обусловили заметное охлаждение осадочных пород в пределах многих нефтегазоносных областей и особенно в северных районах Западной Сибири. Наибольшее охлаждение испытали нефтегазоносные резервуары, находящиеся в областях распространения многолетней мерзлоты, которая, в частности, покрывает северную половину Западно-Сибирской равнины.
Формирование толщ многолетнемерзлых пород связывают с похолоданием в начале плейстоцена [15], т.е. около 3 млн. лет назад. Многие исследователи считают, что именно тогда начали образовываться ледниковые щиты Северного полушария. В начале иртышского времени, т.е. около 2,5 млн. лет назад, климат становится близким современному [36]. С этого времени нефтегазоносные резервуары находились под практически
29 непрекращающимся охлаждающим действием криолитозоны. По расчетным данным [43], охлаждающее воздействие четвертичных похолоданий на территории Западной Сибири проникло в осадочный чехол до глубин 3-4 км. По сведениям И.И.Нестерова и др. [34], суммарное воздействие охлаждающих факторов в Западно-Сибирском бассейне привело к снижению пластовых температур на 30С по всему разрезу осадочного чехла, на юге бассейна в кровле сеномана - на 25-30С, в подошве осадочного чехла - на 18-25С. На Крайнем Севере Западной Сибири охлаждение осадочных пород составило от 30 до 50С. Таким образом существенное снижение пластовых температур в сочетании с активными неотектоническими процессами на севере Западной Сибири привели к существенным отклонениям в распределении в деформированных неотектоникой антиклинальных ловушках воды, нефти и газа от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, что существенно осложняет их разведку, основанную на традиционных принципах.
В породах коллекторах сеноманского возраста, которые характеризуются крупными, иногда сверхкапиллярными размерами пор, стабилизация залежей вследствие снижения пластовых температур менее вероятна. Поэтому соответствие в положении залежи углеводородов современной структуре пласта согласно антиклинально-гравитационной концепции наблюдается довольно часто. То есть, при нетектонических деформациях структурных палеоловушек углеводороды в сверхкапиллярных коллекторах сеномана могли перемещаться и занимать положение соответствующее новой форме антиклинальной ловушки.
Для средне- и мелкопоровых пород и неокомских отложений Западной Сибири отсутствие соответствия между формой залежи и современной структурой продуктивного пласта явление весьма распространенное, хотя в этих случаях структурный контроль не исключается. Его действие просто в той или иной мере ограничивается, а эти ограничения компенсируются действием капиллярных сил.
зо В связи с повсеместной микронеоднородностью пород-коллекторов становится очевидным, что в реальных условиях недр, испытавших снижение температур, могут присутствовать нефтяные и газовые скопления, находящиеся под совместным контролем капиллярных барьеров второго и первого рода в сочетании с контролирующим действием структуры продуктивного пласта.
2. ВАРИАНТЫ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА,
НАХОДЯЩИХСЯ ПОД КОНТРОЛЕМ КАПИЛЛЯРНЫХ БАРЬЕРОВ, В СОЧЕТАНИИ СО СТРУКТУРОЙ ПЛАСТА
Построение капиллярных моделей залежей может иметь целью:
прогноз контура нефтегазоносности, что полезно знать при разведочных работах;
прогноз строения водонефтяной зоны, положение внутреннего контура нефтеносности и области распространения чистонефтяной зоны, что необходимо знать как для подсчета запасов, так и для составления проекта разработки залежи;
Капиллярные барьеры первого рода
Способы определения капиллярного давления были известны в нефтяной промышленности в течении последних шестидесяти лет. Данные о капиллярном давлении обычно получают путем изучения процесса вытеснения из образца породы одного флюида другим и представляют в виде зависимости давления от степени насыщенности образца тем или иным флюидом.
В силу микронеоднородности пород коллекторов диапазон изменения капиллярных давлений в поровом пространстве каждого образца породы-коллектора в зависимости от его насыщенности вытесняемым и вытесняющим флюидами достаточно широк и может достигать нескольких сотен килопаскалей, что осложняет возможность картирования этого параметра. Однако, каждую кривую капиллярного давления можно охарактеризовать по меньшей мере тремя величинами этого параметра, каждая из которых имеет единственное значение -капиллярное давление вступления вытесняющего флюида (Рквст), капиллярное давление смещения (Рксм), равное давлению начала фильтрации, угол наклона платообразного участка кривой капиллярного давления, а также значение неудалимого, постоянного насыщения (рис. 1.2).
Угол наклона платообразного участка кривой характеризует степень отсортированности пор породы-коллектора. По мере ухудшения степени отсортированности пор положение платообразного участка становится все более крутым, что свидетельствует об ухудшении промысловой характеристики нефтегазоносного резервуара. Идеальным для вытеснения нефти можно считать резервуар, охарактеризованный горизонтальным положением платообразного участка кривой капиллярного давления.
Здесь следует отметить, что обычно в нефтегазовой геологии определяют степень отсортированности зерен, т.е. гранулометрический состав. Гранулометрический состав, как известно, определяют ситовым или седиментационным методом. Однако, гранулометрический состав характеризует отсортированность зерен, тогда как для нефтяников важно знать отсортированность не зерен, а поровых каналов, где находятся пластовые флюиды. А эту характеристику породы отсортированность зерен представляет слишком опосредовано и, зачастую, неверно. Параметр же, оценивающий степень гомогенности емкостного пространства породы коллектора, можно определить только по кривой капиллярного давления.
Капиллярное давление смещения соответствует точке пересечения вертикальной оси с продолжением платообразного участка. Этот параметр является достаточно информативным и может быть использован в качестве картируемого при составлении капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти.
Прогнозирование контуров нефтегазоносности залежей, находящихся под преимущественным контролем капиллярных барьеров второго рода
Стабилизирующая роль капиллярного давления при его увеличении вследствие снижения пластовых температур и повышения межфазных натяжений на ВНК и ГВК (барьер второго рода) была рассмотрена на примере газоконденсатной залежи пласта БУв неокома Ямбургского месторождения и газонефтяной залежи пласта БТп Русско-Реченского месторождения.
Оба рассмотренные месторождения расположены в области распространения криолитозоны. То есть, снижение пластовых температур на последнем этапе геологического развития здесь было обусловлено по меньшей мере тремя факторами:
ослаблением теплового потока;
воздыманием;
охлаждающим действием толщи многолетнемерзлых пород (ММП). В Западно-Сибирской низменности почти половина территории занята
многолетнемерзлыми породами. К зоне распространения ММП приурочены практически все газовые месторождения Тюменской области и большая часть нефтяных.
По данным Баулина В.В. [4], с учетом строения мерзлых толщ по вертикали выделяются три основные мерзлотных зоны: северная, центральная и южная. Ямбургское и Русско-Реченское месторождения расположены в северной зоне, где толща ММП имеет практически сплошное распространение (Геокриология СССР, 1989). Сквозные талики встречаются исключительно в субаквальных условиях под озерами размером не менее 1000-1200 м и глубиной, превышающей 1 - 1,8 м. Гораздо шире распространены несквозные талики. Они существуют как в субаквальных, так, изредка, в субаэральных условиях, на участках, покрытых зарослями кустарников высотой более 1 м или древесной растительностью. На торфяниках и оторфованных поверхностях, как заболоченных, так и дренированных, на залесенных и безлесных буграх и грядах пучения, безлесных участках, сложенных минеральными грунтами, многолетнемерзлые породы имеют сплошное распространение. На безлесных водораздельных равнинах мерзлые породы имеют толщину от 300 до 400 м. В пределах надпойменных террас их толщина сокращается до 150-250 м.
По сведениям И.И. Нестерова и др. [34], суммарное воздействие охлаждающих факторов в северных районах Западной Сибири привело к снижению пластовых температур в неокомских отложениях на 30-50 С. Таким образом межфазные натяжения на газоводяных контактах, сформировавшихся здесь к этому времени газовых месторождений могли увеличиться практически в два раза, что повлекло за собой и соответствующее увеличение капиллярных давлений.
Очевидно, что при палеотектоническом анализе (с целью решения поставленных задач), построение палеоструктурных карт продуктивных пластов следует производить на время, соответствующее времени наибольшего снижения пластовых температур, т.е. времени становления криолитозоны.
Однако, из-за отсутствия надежных маркирующих горизонтов в самой верхней части осадочного чехла выполнить палеопостроения на более-менее точное время становления толщи многолетнемерзлых пород не удалось. В качестве верхнего репера для построения карт изопахит для всех изученных месторождений была выбрана подошва кузнецовской свиты туронского возраста. Внесенная таким образом погрешность вряд ли имеет принципиальное значение, поскольку антиклинальные ловушки изученных залежей нефти и газа, являясь унаследованными структурами, в течение рассматриваемого периода развивались в целом однонаправлено, и залежи к этому времени в неокомских и юрских отложениях уже существовали [7].
Строение нефтяной залежи пласта EB Сенченского купола Самотлорского месторождения с позиции концепции капиллярности нефтегазонакопления
В административном отношении Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени ив 15 км от г. Нижневартовска.
В г. Нижневартовске имеются аэропорт и порт речного параходства. Площадь месторождения расположена на водоразделе рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана - правых притоков р. Оби. Рельеф местности слабопересеченный, с абсолютными отметками +45 - +75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, имеются многочисленные озера. Наиболее крупными озерами являются: Самотлор, Кымыл-Эмир, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и др. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.
Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.
Климат района резко континентальный с продолжительной суровой зимой (в декабре до -50С) и коротким теплым летом (в июле - до +30С). Среднегодовая температура воздуха составляет -3,5С. Район Самотлорского месторождения входит в состав южной геокрилогическои зоны, для которой характерно островное развитие реликтовой мерзлоты.
Общее количество осадков в год достигает 580 мм. Основная их часть выпадает в виде дождей и мокрого снега в период с июня по ноябрь. Глубокое поисково-разведочное бурение на месторождении начато в 1965 г.
В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые месторождения Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лорьеганское (с востока), Ермаковское (с юга).
На территории Нижневартовского свода планомерные поиски перспективных структур методами сейсморазведки проводились с 1957 г. Результаты работ сейсмопартий (с/п 18/61-63, 26/62-63, 16/63-64 и др.) позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Пурскую, Ватинскую, Мегионскую, Аганскую и другие структуры.
Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году - Ватинское, Северо-Покурское, а 1965 году - Самотлорское, Аганское и др.
После завершения промышленной разведки основных продуктивных пластов и утверждения запасов ГКЗ СССР (1969 г.) в 1969 году, Самотлорское месторождение передано на баланс Главтюменнефтегаза. С 1973 года Главтюменнефтегазом проводятся работы по доразведке месторождения в процессе эксплуатационного разбуривания. После утверждения подсчета запасов в ГКЗ СССР (2000 г.) месторождение передано на баланс двух организаций: ОАО "Самотлорнефтегаз" и ОАО «ТНК-Нижневартовск». В 1996, 1997 гг в состав Самотлорского месторождения включены Мыхпайское и Рубиновое поднятия. С 1973 года Главтюменнефтегазом проводились работы по доразведке месторождения в процессе эксплуатационного разбуривания.
В Нижневартовском районе с 1968 года управлением «ЗапСибнефтегеофизика» проводятся детализационные работы с целью изучения периферийных участков Самотлорского, Мегионского, Ватинского, Аганского, Мыхпайского и других месторождений, непосредственно примыкающих к Самотлорскому месторождению.
