Full Text

Введение В тектоническом отношении Леккерское месторождение расположено в южной части Колвинского мегавала, являющегося наиболее перспективным в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне (рис. 1). По всем маркирующим горизонтам (по кровлям карбонатов P3, С1, D3fm) Леккерская структура представляет собой приразломную асимметричную антиклинальную складку северо-западного простирания с амплитудой более 100 м, длиной около 7 км и шириной до 3 км (рис. 2). По северо-восточному и юго-западному крыльям структуры проходят тектонические разрывные нарушения, огибающие с двух сторон складку, сходящиеся на севере до 1 км и расходящиеся на юге до 3 км и делящие площадь складки на четыре продольных разновеликих блока. Основной разлом, проходящий по северо-восточному крылу, имеет амплитуду смещения до 50 м с плоскостью падения на юго-запад. Серия параллельных разломов на юго-западном крыле складки является малоамплитудной (смещение до 10 м) с плоскостями падения на юго-восток и юго-запад (см. рис. 2). Материалы и методы Активная тектоническая деятельность привела не только к развитию сложной системы разрывных нарушений, но и к появлению неоднократных перерывов в осадконакоплении и, как следствие, стратиграфическим несогласиям, изменению фаций и толщин, которые привели к формированию в пределах Леккерской структуры очень сложных резервуаров для накопления углеводородов. Геологический разрез Леккерского месторождения представлен мощной (до 4,5 км) толщей терригенных и карбонатно-терригенных отложений палеозойского чехла. Потенциально нефтеносным является весь разрез, однако реальная нефтеносность установлена пока только в 4 стратиграфических объектах (табл. 1). Рис. 1. Выкопировка из карты тектонического и нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции Таблица 1 Краткая характеристика нефтеносности Леккерского месторождения (на 01.01.2021) Стратиграфический объект Индекс Абсолютная отметка ВНК, м Тип коллектора Начальные извлекаемые запасы нефти А+В1, млн т Дебит нефти, т/сут литологический емкостно-фильтрационный (с учетом исследований спец. методами - FMI, SonicScanner, результаты потокометрии) Верхний силур S2 -4183 Карбонатный Порово-кавернозно- трещинный 0,842 - Фаменский ярус D3fm -2801 Карбонатный Порово-кавернозно-трещинный 3,659 7,7 Визейский ярус C1v -2801 Терригенный Поровый 2,779 7,9 Серпуховский горизонт C1s -2391 Карбонатный Порово-кавернозно- трещинный 2,861 (нераспр. фонд) - Рис. 2. Структурная карта по кровле пласта D3fm Леккерского нефтяного месторождения Рис. 3. График разработки объекта D3fm Леккерского нефтяного месторождения Рис. 4. Схема расположения на развертке ствола вертикальной скважины № 12 Леккерского месторождения следов мезотрещин, секущих пласт под разными углами к оси ствола скважины (цилиндра) Результаты исследования Породы-коллекторы характеризуются сложной структурой пустотного пространства, в том числе порово-трещинного и порово-кавернозно-трещинного типов [1-5]. Такую качественную оценку типа коллекторов дают все без исключения исследователи [6-12], однако до сих пор никто не произвел количественной оценки вклада каждого вида в структуру порового пространства (пор, каверн и трещин). Как видно из табл. 1, базовыми объектами разработки являются нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса (пласт D3fm) и терригенных отложениях визейского яруса (пласт C1v). Разработка объектов ведется совместно. В фаменском ярусе (пласте D3fm) вместилищами для нефти являются порово-кавернозно-трещинные доломиты и известняки зеленецкой (D3fm-zl) и усть-печорской (D3fm-up) свит. Считается, что покрышкой пласта D3fm служат глинистые отложения бобриковского горизонта, однако есть основания предполагать, что поровые терригенные коллекторы бобриковского горизонта залегают непосредственно на размытой поверхности зеленецкой свиты, и залежь нефти в терригенном пласте C1v гидродинамически сообщается по трещинам с залежью нефти пласта D3fm-zl. Залежь пласта D3fm пластово-сводовая. Водонефтяной контакт на глубине -2801 м. В пределах пласта D3fm4 высота залежи составляет 109 м, в пределах пласта D3fm5 - 140 м. По лабораторным исследованиям керна пласт D3fm характеризуется крайне низкими фильтрационно-емкостными свойствами, не соответствующими фактической начальной продуктивности коллектора даже при кондиционных значениях пористости и проницаемости (пористость ³ 3 %, проницаемость £ 0,001 мкм2), принятых при подсчете запасов нефти (табл. 2). Несмотря на все признаки трещиноватости подсчет запасов нефти пласта D3fm производится по методикам, рассчитанным на поровый тип коллектора [13, 14]. Начальные балансовые запасы нефти фаменской залежи по категории А+В1составляют 9996 тыс. т, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) принят равным 0,366 доли ед. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют по категории А+В1 3659 тыс. т. Налицо недоизученность структуры пустотного пространства, так как фактический начальный дебит превосходит расчетный по параметрам керна в 16-40 раз. Начальные дебиты нефти по разным скважинам колебались от 12 до 286 т/сут и зависели, прежде всего, от величины давления в пласте D3fm при его вскрытии бурением и опробовании. Чем ниже было текущее пластовое давление, тем меньше начальный дебит (табл. 3). Объясняется это весьма характерным для порово-кавернозно-трещинных карбонатных коллекторов явлением, когда пуск в эксплуатацию первых разведочных (поисковых) скважин мгновенно вызывает понижение динамического пластового давления во всей объемной сетке трещин на всей площади блока (залежи), охваченной дренированием [15-24]. Вследствие этого бурение каждой новой скважины сопровождается глубокой кольматацией трещин, ведущей к снижению трещинной и общей продуктивности пласта D3fm. Кроме этого, снижение пластового давления вызывает деформацию сжатия трещин, что также приводит к уменьшению трещинной и общей продуктивности пласта D3fm. По состоянию на 01.01.2021 пластовое давление в пласте D3fm снизилось с 30,6 до 17,3 МПа (в зонах отбора 15,7 МПа), забойные давления в скважинах снизились с 20-24 до 5-12 МПа и депрессия на пласт сократилась с 6,8-9,8 до 1,0-10,2 МПа. Если коллектор статичный поровый, то коэффициенты продуктивности остаются постоянными, и дебиты нефти снижаются только за счет сокращения депрессии, как это показано в табл. 4. Из данных табл. 4 видно, что исторические дебиты нефти пласта D3fm при давлении 17 МПа в 2-20 раз меньше условных дебитов, рассчитанных без учета деформации сжатия трещин реального порово-кавернозно-трещинного типа коллектора. Таблица 2 Фильтрационно-емкостные свойства поровой матрицы (по керну) пласта D3fm Леккерского месторождения Показатель Единица измерения Скважина 1 12 11 Средняя пористость всего разреза % 2,35 1,51 3,49 Средняя проницаемость всего разреза мкм2 0,00013 0,00001 0,00076 Средняя пористость эффективной толщины % 4,9 6,2 5,2 Средняя проницаемость эффективной толщины мкм2 0,001 0,001 0,001 Расчетный дебит нефти поровой матрицы т/сут 6,3 7,1 5,5 Фактический начальный дебит нефти т/сут 137,5 286,0 90,0 Таблица 3 Характеристики поисковых и разведочных скважин Леккерского нефтяного месторождения Показатель Единица измерения Скважина 1 11 12 100 101 200 Амплитуда, м 64,53 67,92 67,82 67,52 67 56 Категория - Поиск. Поиск. Поиск. Развед. Развед. Развед. Профиль ствола - Верт. Верт. Наклон. Наклон. Наклон. Верт. Глубина забоя м 4500 4450 3405 3425 3185 2891 Давление в пласте D3fm в конце бурения скважины МПа 30,8 30,8 28,4 25 24 19,5 Максимальный начальный дебит нефти из пласта D3fm т/сут 137 90 286 20 21 12 Таблица 4 Сравнение фактической динамики дебитов нефти трещинно-порово-кавернового коллектора пласта D3fm с условной динамикой дебитов при условии порового типа коллектора без трещин № скважины При Рнач = 30,6 МПа При Р = 17 МПа DР, МПа Кпрод., т/сут/ МПа Qн, т/сут Поровый коллектор Порово-кавернозно-трещинный коллектор DР, МПа Кпрод., т/сут/ МПа Qн, т/сут DР, МПа Кпрод., т/сут/ МПа Qн, т/сут 1 6,8 20,2 137,5 3 20,2 60,6 3 9,6 28,9 12 6,8 42 286 4 42,0 168,0 4 18,5 74 200 9,8 11,5 112,7 9 11,5 103,5 9 0,6 5,3 В конечном счете можно констатировать, что из-за падения пластового давления коэффициенты продуктивности сократились с 11,5-42 до 0,6-18,5 т/сут/МПа, т.е. в 2-19 раз, чего не может произойти при поровом типе коллектора без трещин. Поскольку все прогнозные оценки добычи нефти по пласту D3fm производились из представлений о поровом (недеформируемом) коллекторе, то проявление деформации сжатия, сопровождающееся падением коэффициентов продуктивности и дебитов нефти, выглядело неожиданным и аномальным. В целом по пласту D3fm динамика показателей разработки показана на рис. 3. Из приведенных данных видим, что: · с начала эксплуатации на 01.01.2021 из пласта D3fm добыто 1270 тыс. т нефти, или 34,7 % от начальных извлекаемых запасов категории А+В1, равных 3659 тыс. т; · пластовое давление снизилось с 30,6 до 17,3 МПа, т.е. на 2,4 МПа, или на 12 % ниже давления насыщения, равного 19,7 МПа; · энергетическое состояние залежи нефти пласта D3fm перешло на режим растворенного газа в условиях измененных деформацией сжатия фильтрационных свойств порово-кавернозно-трещинного коллектора; · из-за падения пластового давления средний дебит нефти снизился с 141,1 до 7,7 т/сут, в том числе на 40 % по причине уменьшения депрессии и на 60 %, вследствие деформации сжатия трещин (табл. 4); · поведение залежи не укладывается в рамки представлений о поровом типе коллектора пласта D3fm, но идеально соответствует свойствам порово-кавернозно-трещинного типа [1, 2, 10, 11, 13, 15-17, 19, 21-25]. Таким образом, результаты проведенных исследований указали на наличие интенсивной трещинной составляющей в коллекторах фаменского яруса [26-28]. Стандартный комплекс ГИС, проведенный на всех скважинах в период разбуривания месторождения, не раскрывает специфики порово-кавернозно-трещинных карбонатных коллекторов. Однако дополнительно проведенные отбор и изучение ориентированного керна [29], волновой акустический каротаж (ВАК), электромагнитное (FMI), ультразвуковое (UBI) сканирования стенки скважины, метод Core integration Detail log позволили различить на развертках ствола скважин следы микротрещин, оценить расстояние между микротрещинами и их густоту, а также определить упругомеханические свойства пластов (объемная сжимаемость, модуль Юнга, коэффициент Пуассона) (рис. 4). Комплексная интерпретация лабораторных и скважинных исследований позволила определить параметры трещиноватости (всего пласта, эффективной и плотной толщин): - коэффициент бокового распора - Кр, абс.; - боковое горное давление - Рбок, МПа; - трещинные слои в разрезе по правилу; - слой имеет открытые субвертикальные трещины, если пластовое давление в слое превышает боковое горное давление (Рпл > Рбок); - коэффициент охвата пласта трещиноватостью - Nт, абс; - установить зависимость изменения Nт от изменения пластового давления (Nт = f(Рпл)). Полное вертикальное горное давление рассчитано для глубины залегания ВНК. При этом средняя расчетная объемная плотность пород для глубины, равной 2801 м карбонатной части разреза, - 2,65 т/м3, а средняя объемная плотность горных пород всего разреза месторождения равна 2,5 т/м3. Расчетное выражение (МПа) имеет вид: Ргор = 0,01×gоб×Нвнк. (1) Согласно выражению (1) величина полного горного давления пласта D3fm на глубине ВНК составляет 74,2 МПа при начальном пластовом давлении, создаваемом флюидами, заполняющими трещины, поры и каверны, равном 30,6 МПа, или 0,41 от полного горного давления. Это означает, что при коэффициенте бокового распора меньше 0,41 и боковом горном давлении меньше начального пластового давления субвертикальные трещины удерживаются в раскрытом состоянии и пласт (слой) является трещинным (Кр < 0,41 и Рбок < 30,6 МПа). Коэффициент бокового распора (Кр), боковое горное давление (Рбок) и коэффициент Пуассона (М), наиболее удобный параметр для статистической обработки материалов ВАК, связаны следующими соотношениями [21, 30-32]: Рбок = Ргор×Кр; Кр = М = (2) Для критических значений коэффициента бокового распора и бокового горного давления пограничная величина коэффициента Пуассона, разделяющая трещинные и безтрещинные слои пласта D3fm, составляет 0,3 (при Кр = 0,41 и Рбок = 30,6 МПа), а принятый в расчетах коэффициент Пуассона, начиная с которого и ниже слои выделяются как трещинные, равен 0,295 (рис. 5). Анализ материалов ВАК позволяет установить самое важное свойство порово-кавернозно-трещинных коллекторов, отличающее их от статичных поровых коллекторов и выражающееся в динамической связи коэффициента охвата пласта трещиноватостью с изменениями пластового давления (рис. 6). При падении пластового давления от начального (по ВАК оно принято равным 29,83 МПа, что соответствует коэффициенту Пуассона 0,295) до 22 МПа коэффициент охвата трещиноватостью всего разреза пласта D3fm резко сокращается с 0,408 до 0,039, эффективной части разреза с 0,563 до 0,054 и плотной части разреза с 0,354 до 0 (см. рис. 6). При росте пластового давления (на линии нагнетания воды в пласт) выше первоначального (гидростатического) наблюдается обратная картина - коэффициент охвата пласта D3fm трещиноватостью быстро нарастает и достигает 0,995 после 36 МПа. В соответствии с [1, 2, 33-42] динамическая связь коэффициента охвата пласта D3fm трещиноватостью с падением пластового давления описывается следующими выражениями для: · общей толщины пласта (3) · эффективной толщины (4) · плотной толщины (5) Адаптация расчетной зависимости Nт = f(Рпл) к данным ВАК для всей толщины пласта D3fm показана на рис. 7, из которого видно, что, несмотря на разброс отдельных точек, общая тенденция снижения охвата пласта трещиноватостью (особенно момент резкого сокращения Nт) является одинаковой. При росте пластового давления выше начального (гидростатического) выражение для определения коэффициента охвата трещиноватостью всей толщины пласта D3fm принимает следующий вид: (6) Таким образом, исследование пласта D3fm в скважине № 200 методом ВАК раскрывает еще две специфические особенности порово-кавернозно-трещинных коллекторов. Во-первых, если в поровом коллекторе эффективная толщина пласта остается постоянной при любых изменениях пластового давления, то в порово-кавернозно-трещинном коллекторе условия для существования открытой трещинной толщины изменяются в любую сторону в зависимости от знака изменения соотношения бокового горного и пластового давлений. В частности, по пласту D3fm трещинная толщина (hт) при падении пластового давления сокращается по экспоненциальному закону: Рис. 5. Распределение по разрезу пласта D3fm коэффициента Пуассона (М), коэффициента бокового распора (Кр) и бокового горного давления (Рбок). Леккерское месторождение, скважина № 200 Рис. 6. Зависимость коэффициента охвата трещиноватостью пласта D3fm отизменения пластового давления. Леккерское месторождение, скважина № 200 Рис. 7. Адаптация расчетной кривой Nт = f(Ртек) для всего разреза пласта D3fm Леккерского месторождения (7) При росте пластового давления выше начального (гидростатического) трещинная толщина увеличивается: (8) Таблица 5 Зависимость дренируемых трещинами балансовых запасов нефти пласта D3fm Леккерского месторождения от изменения пластового давления и коэффициента охвата пласта трещиноватостью Пластовое давление, МПа Nтек эффективной толщины Nнач-Nтек DNт Дренируемые трещинами балансовые запасы нефти, тыс. т Qбал×Nтек Потери дренируемых трещинами балансовых запасов нефти - Qбал×DNт тыс. т % от начальных 30,6 0,563 0 5628 0 0 30 0,563 0 5628 0 0 29 0,56 0,003 5598 30 0,3 28 0,55 0,013 5498 130 1,3 27 0,5 0,063 4998 630 6,3 26 0,43 0,133 4298 1329 13,3 25 0,318 0,312 3179 3119 31,2 24 0,113 0,45 1130 4498 45,0 23 0,04 0,523 400 5228 52,3 22 0,035 0,528 350 5278 52,8 21 0,03 0,533 300 5328 53,3 20 0,022 0,541 220 5408 54,1 19 0,02 0,543 200 5428 54,3 18 0,015 0,548 150 5478 54,8 17 0,01 0,553 100 5528 55,3 Примечание: начальные балансовые запасы нефти пласта D3fm по категории А+В1 составляют 9996 тыс. т. Текущее пластовое давление на 01.01.2021 равно 17,3 МПа (в зонах отбора 15,7 МПа). Таблица 6 Сравнение условной динамики показателей пласта D3fm для вариантов порового и трещинно-порово-кавернового типов коллекторов по скважине № 200 Леккерского месторождения Давление, МПа Поровый коллектор Порово-кавернозно-трещинный коллектор Рпл DР Рзаб Проница-емость, мкм2 Коэф. охвата балансовых запасов нефти дренированием Коэф. продукт. т/сут/МПа Дебит нефти, т/сут Проница-емость, (уд. зоны) мкм2 Коэф. охвата балансовых запасов нефти дренированием Коэф. прод. призабойной зоны т/сут/МПа Дебит нефти, т/сут 30 6 24 0,067 0,563 28,1 168 0,067 0,563 15,4 92 29 6 23 0,067 0,563 28,1 168 0,061 0,44 14 84 28 6 22 0,067 0,563 28,1 168 0,055 0,325 12,7 76 27 6 21 0,067 0,563 28,1 168 0,05 0,24 11,5 69 26 6 20 0,067 0,563 28,1 168 0,045 0,179 10,4 62 25 6 19 0,067 0,563 28,1 168 0,041 0,132 9,5 57 24 6 18 0,067 0,563 28,1 168 0,037 0,098 8,6 52 23 6 17 0,067 0,563 28,1 168 0,034 0,072 7,8 47 22 6 16 0,067 0,563 28,1 168 0,031 0,054 7,1 43 21 6 15 0,067 0,563 28,1 168 0,028 0,04 6,5 39 20 6 14 0,067 0,563 28,1 168 0,025 0,029 5,9 35 19 6 13 0,067 0,563 28,1 168 0,024 0,022 5,4 32 18 6 12 0,067 0,563 28,1 168 0,023 0,016 4,9 29 17 6 11 0,067 0,563 28,1 168 0,022 0,012 3,9 27 Примечание: для порового коллектора Nнач = 0,563, Nтек = const; для порово-кавернозно-трещинного - Nнач = 0,563, Это, однако, не означает, что такое изменение трещинной толщины можно увидеть на диаграмме ВАК, снятой при пониженном пластовом давлении, например, при 22 МПа (см. рис. 7) против 30,6 МПа, как в скважине № 200. По ВАК определяется не сама трещинная толщина, а коэффициент Пуассона, который не зависит от изменения пластового (эффективного) давления настолько сильно, чтобы это изменение можно было обнаружить методом ВАК. Нет пока никаких данных для какого-либо суждения о зависимости бокового горного давления от изменения пластового (эффективного) давления. Сокращение трещинной толщины в нашем случае следует понимать как сокращение возможностей (или условий) для существования открытых субвертикальных трещин, выраженное через расчетное изменение трещинной толщины, начальное значение которой определяем также расчетным способом при статичных показателях коэффициента Пуассона и бокового горного давления для первоначального (гидростатического) пластового давления по правилу: М £ 0,295, Кр < Рпл/Ргор, Рбок < Рпл. Именно такой «скрытый» характер изменения трещинной толщины до сих пор является главным препятствием для изучения динамических свойств порово-кавернозно-трещинных коллекторов геолого-промысловыми методами. Во-вторых, сокращение коэффициента охвата пласта D3fm трещиноватостью и трещинной толщины в 10 раз при падении пластового давления с 30,6 до 22 МПа не только синхронно совпадает с сокращением трещинного коэффициента продуктивности, но и вызывает разрушение объемной сетки трещин как системы, обеспечивающей гидродинамическое единство всех видов пустот порово-кавернозно-трещинного коллектора. Пропорционально этому из дренирования выключаются балансовые запасы нефти порово-кавернозной матрицы, охваченные ранее сеткой трещин. Наглядное представление об этом дают данные табл. 5. DQпотерь = Qбал(Nнач - Nтек). (9) Из табл. 5 следует, что на 01.01.2021 пласт D3fm практически утратил трещинную составляющую, и в работе остались одиночные субвертикальные трещины с особенно низким боковым горным давлением, избирательно дренирующие пористо-кавернозную матрицу, а также отдельные каналы самой матрицы, фильтрационные свойства которой по данным исследования скважин составляют 2 % от начальных фильтрационных свойств всей порово-кавернозно-трещинной системы. Все это совершенно не характерно для коллекторов порового типа (табл. 6). В табл. 6 условный поровый коллектор пласта D3fm имеет такие же начальные свойства (проницаемость, продуктивность, охват дренированием балансовых запасов нефти), как и реальный порово-кавернозно-трещинной коллектор пласта D3fm в скважине № 200. Такая ситуация вполне вероятна в тех случаях, когда вышеназванные параметры определяются по геолого-промысловым и гидродинамическим исследованиям на ранней стадии эксплуатации скважины. Происходит подмена свойств: параметры трещинной среды присваиваются поровой среде, а поскольку поровая среда является статичной, то все прогнозы по добыче нефти осуществляются без учета деформации сжатия, т.е. без учета падения коэффициента продуктивности и отключения от дренирования балансовых запасов нефти, содержащихся в порово-кавернозной матрице. Подобные ошибки в промысловой практике не редкость и почти всегда имеют драматические последствия [43-45]. В заключении приводим основные параметры пласта D3fm, выявленные по ВАК (или связанные с интерпретацией ВАК): - полное горное давление - 74,2 МПа; - максимальное боковое горное давление - 41,8 МПа; - начальное гидростатическое давление - 30,6 МПа; - среднее боковое горное давление трещинных слоев - 25-27,5 МПа; - минимальное боковое горное давление трещинных слоев - 5-11 МПа; - коэффициент охвата пласта трещиноватостью составляет 0,354-0,563, изменяется в соответствии с выражениями: при Рпл < Рнач; (10) при Рпл > Рнач, (11) где Nт, Nнач - соответственно текущий и начальный коэффициенты охвата пласта трещиноватостью. Заключение Таким образом, использование результатов ВАК позволяет выделить трещинные слои, определить коэффициент охвата трещиноватостью всего разреза, эффективной и плотной частей разреза, а также установить (в графическом, табличном и частично в аналитическом виде) динамическую связь коэффициента охвата пласта трещиноватостью с изменением первоначального пластового давления, что в конечном счете означает изменение коэффициента охвата дренированием балансовых запасов нефти, находящихся в низкопроницаемой матрице.

About the authors

Svetlana N. Kultysheva

LUKOIL-Engineering LLC; Perm National Research Polytechnic University

Aleksandr S. Nekrasov

Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 121

PDF (Russian) - 145

Refbacks

• There are currently no refbacks.