К оглавлению журнала

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В МНОГОСЛОЙНОМ ПЛАСТОВОМ РЕЗЕРВУАРЕ (на примере Восточного Ставрополья)

А.С. Горкушин, Б.Г. Вобликов (ДЗАО "Ставропольнефтегаз-ГПЭ")

Распределение нефти в многослойном природном резервуаре пластового типа (водоносном горизонте, по И.Г. Киссину) подчинено влиянию множества геологических факторов. Если залежь нефти представить как физическое тело, то его форма в основном контролируется соотношением плотностей нефти и воды в пластовых условиях и распределением приведенных напоров подземных вод (Горкушин А.С., Найденова Л.А., 1978; [1-3]).

Под многослойным природным резервуаром понимается толща пород мономинерального (монофациального) состава, которая характеризуется частым чередованием слоев (толщина которых измеряется долями метра), хорошо выдержанных по площади и имеющих очень широкое распространение, отличающихся между собой фильтрационно-емкостными свойствами.

Подобный резервуар представлен чередованием коллекторов нефти, ложных коллекторов, ложных флюидов. Последние играют существенную роль в распределении гидродинамических параметров (пластовой энергии), которые формируются под воздействием единого источника поступления седиментационных вод.

В сложном многослойном природном резервуаре возможны три случая распределения приведенных напоров. В первом, наиболее общем, случае приведенные напоры вод в пределах локального участка (зоны) имеют одинаковые значения по всей толщине резервуара, т.е. приведенный напор в кровле примерно равен напору в подошве водоносного резервуара (горизонта). Этот наиболее простой случай характерен для горизонтов с хорошо выдержанными по площади и разрезу коллекторами, при доминирующей роли регионального фактора формирования седиментационных вод.

Во втором случае напор подземных вод может возрастать от кровли резервуара к его подошве на небольших локальных участках или зонах. Подобная гидродинамическая ситуация в водонапорной системе возникает при доминирующей роли седиментационных вод из подстилающих толщу коллекторов глинистых отложений большой мощности.

В третьем случае приведенные напоры снижаются от кровли к подошве резервуара. Подобная гидродинамическая ситуация создается при доминирующей роли седиментационных вод, отжимаемых из перекрывающих коллекторскую толщу глинистых пород большой мощности.

Распределение напоров можно рассмотреть на примере залежи нефти в маастрихтском ярусе Подсолнечного месторождения. Маастрихтский ярус Восточного Ставрополья сложен карбонатными породами фации писчего мела, формирование пластовой энергии в котором обусловлено поступлением седиментационных вод из мощной уплотняющейся толщи палеогена. В скв. 13 по специальной программе были проведены точечные измерения пластового давления в трех интервалах маастрихтского яруса, сложенного мелоподобными известняками. В результате проведенных исследований был установлен обращенный профиль приведенных напоров (табл. 1).

Пластовое давление измерялось глубинным манометром на забое и образцовым – на устье скважины, заполненной пресной водой. При расчетах принимались данные анализа глубинных проб. Плотность пластовой нефти принималась 760 кг/м3, плотность нефти на поверхности – 847 кг/м3. Плотность воды в пластовых условиях – 1023 кг/м3.

Говорить о классическом контуре нефтеносности не приходится, так как вся залежь водонефтенасыщена.

Из табл. 1 видно, что приведенный напор снижается от кровли маастрихтского яруса к его подошве. В этом же направлении снижается градиент напора от 1,04 до 0,86 м/м. Отмеченная закономерность подтверждает представление о роли глинистых отложений палеогена в формировании гидродинамической cистемы верхнемеловых пород. В табл. 2 приведены полные результаты испытания отложений маастрихтского яруса в скважинах Подсолнечного месторождения.

На рис. 1 показана модель "нефтяного тела" в многослойном природном резервуаре с обращенным профилем приведенных напоров (третий случай).

Принимаем плотность воды gв и нефти gн в пластовых условиях соответственно 1000 и 800 кг/м3, тогда потенциал нефти Фн в точках А, В, С и D будет

где Н – абсолютная отметка приведенного уровня относительно плоскости сравнения; Z – расстояние от точки замера пластового давления до плоскости сравнения.

При условии Фсн = ФDн находим, что 5H3 + Z3 = 5H1 + Z4, отсюда

Z4 = 5(H3-H1) + Z3 = -5DH+Z3,

так как Н1 > Н3, то Z3 > Z4 (у водонефтяного контакта (ВНК) выпуклый низ).

Во втором случае, когда Н1<H3: будем иметь у ВНК выгнутый верх, так как согласно проведенному расчету Z4 > Z3.

При равномерном распределении напоров, когда H1 = Н3 и Z4 =Z3, ВНК принимает горизонтальное положение.

На рис. 2 показана модель "нефтяного тела" нижнеапт-барремского природного резервуара Правобережного и Поварковского месторождений, очевидно, отвечающая условиям третьего случая. Над VIII пластом залегает мощная толща глинисто-алевролитовых пород апта, которая могла оказать влияние на обращенный профиль приведенных напоров в подстилающем базально-трансгрессивном природном резервуаре и в предперерывном неокоме (IX пласт).

В настоящее время по ряду объективных причин невозможно количественно восстановить первичную гидродинамическую обстановку, но качественный прогноз формы "нефтяного тела" по соотношению мощностей глинистых отложений, подстилающих и перекрывающих коллекторские толщи, возможен.

В реальных условиях Прикумского нефтегазоносного района в резервуарах большой толщины вероятно одновременное сочетание трех случаев с различным изменением градиента напоров по разрезу, что может влиять как на форму "нефтяного тела", так и на наличие нефтяной залежи в отдельных пластах резервуара.

До сих пор не находило аргументированного объяснения отсутствие нефти в VIII пласте нижнего мела над крупной по запасам залежью нефти в IX пласте нижнего мела Озек-Суатского месторождения, несмотря на незначительную толщину глинистого прослоя между пластами.

По данным И.Г. Киссина [3], приведенный к отметке -3300 м пьезометрический уровень в IX пласте скв. 52 Озек-Суат равен 244 м. При коэффициенте усиления Хабберта gв / (gв -gн ) = 3 нефтяной потенциал на абсолютной отметке -3182 м составляет 3914 м.

В скв. 29 Озек-Суат нефтяной потенциал в VIII пласте нижнего мела на отметке -3158 м равен 3958 м, т.е. на 44 м выше такового в IX пласте, высота залежи в котором составляет ~ 40 м.

Таким образом, VIII пласт играет роль гидравлического экрана (нефтеупора). Формирование более высокого напора в VIII пласте обусловлено его вещественной неоднородностью и большой замкнутостью резервуара.

Подобным образом можно объяснить отсутствие нефти в VIII1 пласте нижнего мела на Закумской площади. Так, приведенный напор в VIII1 пласте нижнего мела в скв. 1, из которого получен приток чистой минерализованной воды, составляет 211 м. Из залегающего ниже на 10 м VIII2 пласта получен приток нефти. Приведенный напор равен 186 м, т.е. на 25 м ниже.

Авторами проведен анализ гидродинамического режима нижнеапт-барремского водоносного резервуара (VIII3+4 + IX пластов) по Подсолнечному и Курунтинскому нефтяным месторождениям. Объект анализа выбран в связи с его значительной удаленностью от основных разрабатываемых месторождений Прикумского нефтегазоносного района, нарушения гидродинамического равновесия на которых не могли бы оказать влияния на гидродинамический режим рассматриваемых месторождений. При расчетах использовались данные замеров пластовых давлений глубинными манометрами при испытании в эксплуатационной колонне и по кривой восстановления давления (КВД) при испытании перспективных горизонтов в открытом стволе, а также замеры избыточного статического давления на устье скважин, заполненных пресной водой. При этом проведен тщательный отбор тех результатов, достоверность которых не вызывала сомнений. Расчеты велись по формуле

Н= 10PПЛ+ ZgB -3350 м,

где Н – абсолютная отметка приведенного уровня относительно плоскости сравнения на отметке -3350 м; Рпл – пластовое давление, МПа; Z – расстояние от точки замера пластового давления до плоскости сравнения, м; gв – плотность воды в пластовых условиях, кг/м3.

На рис. 3 хорошо прослеживается корреляция профилей приведенных напоров в скв. 10 Подсолнечная и скв. 1 Курунтинская.

Анализируя полученные профили приведенных напоров, можно сделать вывод о почти 100%-й вероятности наличия нефти в скв. 1 Курунтинская в интервале 3327-3332 м, где зафиксировано минимальное значение приведенного напора. Все пласты-коллекторы, залегающие выше указанного интервала, по гидродинамическому показателю не могут содержать в себе нефти, являясь гидравлическим экраном. Такой вывод основан на данных испытания в скв. 2 Подсолнечная (3327-3331 м) и в скв. 1 Курунтинская (3288-3311 м).

Особого внимания заслуживают данные по Величаевскому месторождению. При испытании VIII1 пласта нижнего мела (3075,0-3082,5 м) в скв. 30, вскрытого в поле бесспорной нефтеносности как по данным кернового и промыслово-геофизического материала, так и по данным испытания близлежащих скважин, был первоначально получен интенсивный приток воды с начальным избыточным устьевым давлением на технической (пресной) воде, равным 3 МПа. По имеющимся материалам трудно установить условия, при которых произведен замер давления. После закачки радиоактивных изотопов была выявлена заколонная циркуляция из-за некачественного цементирования эксплуатационной колонны и как следствие сообщаемость между VIII1 и VII пластами. По характеру результирующей кривой ГК утверждение о заколонной циркуляции не вызывает сомнения. VII пласт нижнего мела как коллектор присутствует на ограниченном участке в юго-западной части Величаевского поднятия. По характеру кривой ПС его проницаемость выше, чем в VIII1 пласте, и сопоставима с таковой в VIII2 и IX пластах. Глинистый раздел между VII и VIII1 пластами имеет толщину 3-4 м. Если считать достоверным результат замера избыточного давления на устье, то пластовое давление в VII пласте на глубине 3055 м можно принять равным 33,5 МПа. Тогда приведенный напор в VII пласте составит: Н= 3055 + 300 + 275 • 1,060 - 3300 = 346 м. Приведенный напор в VIII пласте по данным скважины-первооткрывательницы 9 равен 260 м. Из расчета видно, что приведенный напор VII пласта превышает таковой в VIII пласте на 86 м. Очевидно, этим можно объяснить отсутствие нефти в VII пласте, являющемся гидравлическим экраном (покрышкой) над нефтяной залежью VIII + IX пластов.

Таким образом, детальное изучение гидродинамической обстановки позволяет прогнозировать пространственную форму нефтяной залежи в многослойном природном резервуаре.

Литература

  1. Бурштар М.С., Назаров Д.А. Гидродинамические ловушки как новый резерв для поисков залежей нефти // Сов. геология. - 1973. - № 11. - С. 70-83.
  2. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. – М.: Наука, 1996.
  3. Киссин И.Г. Восточно-Предкавказский артезианский бассейн. – М.: Недра, 1964.

Таблица 1

Распределение напоров в залежи нефти маастрихтского яруса в скв. 13 Подсолнечного месторождения

Интервал испытания, м

Абсолютная отметка середины фильтра, м

Пластовое давление, МПа

Расчетный столб пресной воды, м

Абсолютная отметка статического уровня, м

Градиент изменения напора, м/м

2585,5-2587,0

-2516

30,96

3034

453

0,86

2571,0-2573,0

-2502

30,99

3037

465

1,04

2546,5-2548,0

-2417

31,0

3038

491

-

Таблица 2

Результаты испытания отложений маастрихтского яруса в скважинах Подсолнечного месторождения

Номер скважины

Интервал испытания, м

Абсолютная отметка, м

Условия замера пластового давления

Рпл, МПа

Приведенный уровень, м, к плоскости сравнения -2600 м

Потенциал, м

Результаты испытания

воды

нефти

12

2566-2568

-2503

Глубинным манометром

30,38

535

2033

436

Вода с пленкой нефти

12

2583-2589

-2520

Образцовым манометром на устье

30,03

483

1835

455

"

12

2595-2802

-2532

"

29,95

463

1759

470

"

12

2624-2634

-2561

Глубинным манометром

30,15

454

1725

486

"

13

2546,5-2548,0

-2477

"

30,38

561

2131

436

Фонтан нефти с водой (воды 30 %)

13

2571-2573

-2502

"

30,37

535

2032

455

То же (воды 50 %)

13

2585-2587

-2516

"

30,34

518

1968

484

Фонтан воды с нефтью (нефти 5 %)

11

2530-2535

-2461

"

29,73

512

1946

483

То же (нефти 16 %)

11

2571-2573

-2502

-

29,93

431

1638

470

То же (нефти 10 %)

9

2581-2585

-2506

"

29,72

466

1771

477

Фонтан нефти с водой (воды 29 %)

15

2603-2605

-2558

 

30,48

496

1885

442

Тоже (воды 31 %)

Рис. 1. МОДЕЛЬ "НЕФТЯНОГО ТЕЛА" В МНОГОСЛОЙНОМ ПРИРОДНОМ РЕЗЕРВУАРЕ (А) С ОБРАЩЕННЫМ ПРОФИЛЕМ ПРИВЕДЕННЫХ НАПОРОВ (Б)

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МЕЛОВЫХ (НЕОКОМСКИХ) И ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ЛИНИИ скв. 100 ПРАВОБЕРЕЖНАЯ – скв. 9 ПОВАРКОВСКАЯ(по данным В.А. Гвоздецкой)

1 – коллектор; 2 – неколлектор; пласт: 3 – плотный, 4 – нефтенасыщенный, 5 – водонасыщенный

Рис. 3. КОРРЕЛЯЦИЯ ПРОФИЛЕЙ ПРИВЕДЕННЫХ НАПОРОВ В СКВ. 10 ПОДСОЛНЕЧНАЯ (А) И СКВ. 1 КУРУНТИНСКАЯ (Б)

1 – интервалы перфорации колонны; 2 – интервалы испытания в открытом стволе; 3 – замеры пластового давления: а – при испытании в открытом стволе по КВД, б – в колонне; 4 – профиль приведенных напоров

Сайт создан в системе uCoz