УДК 622.276.1/.4:553. Н.П."
© Е.Ф.Кутырев, 1998
Е.Ф. Кутырев (НоябрьскНИПИнефтегаз)
Особенности строения и разработки низкопроницаемых нефтяных пластов
E.F.Kutirev (NoyabrskNIPIneftegas)
Structural and development features of low permeability oil bearing formations
Established are structural features of low permeability reservoirs and features of their forming. Presented are granulometric spectrum of reservoir rocks of Middle Ob and Noyabrsk area main producing formations, where low permeability reservoirs are clearly identified by intrafraction manifistation.
| к последнее десятиле-
^^^^^^^^^ тие нефтяная отрасль России испытывает серьезные трудности, в первую очередь обусловленные развитием тенденций ухудшения как исходной, так и текущей (в процессе их разработки) структуры вводимых в эксплуатацию запасов. Основную долю в составе трудноизвлекаемых запасов составляют залежи нефти, связанные с низкопроницаемыми коллекторами (НПК). Запасы нефти в собственно НПК оцениваются в десятки миллиардов тонн, большая их часть находится в разработке. Тем не менее состояние выработки НПК достаточно удручающе: коэффициент извлечения нефти (КИН), как правило, не превышает 20%. Проблемам изучения рассматриваемой категории пластов, поискам нетрадиционных технологий и способов воздействия на НПК посвящены работы Р.Н. Дияше-ва, Ю.В. Желтова, Г.Н. Пиякова и других исследователей. Широкий спектр вопросов теоретического и практического характера анализируется в работах А.Я. Хавкина, в том числе в работе [1].
Нам представляется наиболее вероятным обосновывать классификацию НПК, исходя из степени их нефтенасыщенности. При этом, чем выше содержание в породах-коллекторах подвижной нефти, тем более заметны скорости фильтрации пластовой жидкости. Минимальные скорости фильтрации (вплоть до невозможности заводнения пластов) наблюдаются при пониженной начальной нефтенасыщенно-сти и заметных газовых факторах. Характерны случаи аномально высокой скорости фильтрации при вытеснении водой легкой газонасыщенной нефти в пластах с минимальным недонасыщением нефтью (Талинское месторождение, пласты ЮКщ - ЮКц; Муравленковское, пласт БСц; Бавлинское, пласт Д1 и др.) и дос-
таточно высокой, но эпизодической скорости фильтрации - при вытеснении менее газонасыщенной нефти с повышенным содержанием сорбированных асфальтенос-молопарафиновых веществ в пластах с заметным (по отношению к предельному) недонасыщением.
Отмеченная связь фильтрационных параметров НПК с характером и степенью насыщенности их углеводородами соответствует результатам физического [2] и математического на сетке капилляров [1] моделирования двухфазной фильтрации в рассматриваемых пластах, если сделать следующие допущения. Структурные особенности НПК являются следствием вторичных изменений в породе-коллекторе; интенсивность подобных изменений (аутигенное минералообразование, возникновение пор малого размера) связана или даже обусловлена процессами создания в ходе геологической эволюции залежи прослоев неподвижной нефти. Этому могут способствовать процессы насыщения нефти серой в анаэробных условиях, гидролиза алюмосиликатов при взаимодействии нефти и подошвенной (законтурной) воды [3], а также дегазации жидких углеводородов. В пластовых условиях появление окисленной неподвижной нефти заметно снизит относительную фазовую проницаемость для воды. Именно с действием этого фактора связывается проблема освоения нагнетательных скважин на некоторых месторождениях с НПК (Умсейское, пласт БСщ 1 и др.), рассмотрение которой выходит за рамки настоящей статьи.
К.И Багринцевой, Г.Е. Белозеровой и другими исследователями при изучении геометрии перового пространства карбонатных пород месторождения Тенгиз подчеркивалось наличие крупно- и тонкопористых разностей. Так, по данным ртутной порометрии [4], крупнопорис-
тые разности могут характеризоваться широким диапазоном изменения радиусов фильтрующих пор (от 5-10 до 50 мкм), в то время как для тонкопористых пород характерны радиусы пор в пределах от 0,5 до 5-10 мкм.
При оптическом изучении с помощью растрового микроскопа карбонатных пород пласта "А" формации Эреб месторождения Хафджи Аравийского п-ова установлено наличие крупных и мелких зерен кальцита. Мелкие зерна, так называемые микрошарики, имеют размеры 0,5 - 5 мкм и покрыты глинистыми минералами с включениями остаточной нефти. Исследованные образцы отобраны из неработающей (по дебитомеру) части перфорированного интервала [2].
В работе [2] установлен факт существования в НПК двух характерных средних размеров поровых каналов, что обусловливает двухмодальный характер распределений пор по их размерам. При этом увеличение доли микропор в общем объеме пустотного пространства приводит к смещению точки остаточной водо-насыщенности на кривых относительной фазовой проницаемости (ОФП), полученных методом стационарной фильтрации, в область повышенной водонасы-щенности. Наличие двух систем поровых каналов разных размеров подтверждается "переломом" капиллярной кривой.
Для терригенных пород яснополянской залежи Ольховского месторождения установлено наличие одно-и бимодальных распределений пористости [5], причем бимодальный характер типичен для исследованных образцов, отобранных из скважин преимущественно водонефтя-ной и водяной зон. Бимодальный характер гистограмм пористости характерен для продуктивных пород пашийского горизонта на юго-востоке Татарии (Т.Е. Данилова, Е.А. Юдинцев, 1978 г.).
В.Л. Тюменцевым [6] отмечено существование в пустотах пород шеркалинской и тюменской свит нижне-среднеюрских отложений Западной Сибири (Талинская, Южно-Талинская, Емъеговская, Красно-ленинская площади) так называемой инт-рафракции. Последняя представлена микрозернами-включениями в порах, сформированных зернами скелетообразующей фракции. Эти специфические включения являются обломками алевритовых и песчаных зерен, покрытых глинистым или глинисто-карбонатным материалом (цементом). Наличие интрафракции подтверждено оптическими исследованиями и двухмодальным характером гранулометрического спектра. Установлено также, что с уменьшением содержания в породах крупных зерен снижается мелкоалевритовая интрафракция с сохранением псаммитовой доли последних.
А.Я. Хавкиным, М.П. Хайдиной, И.Л. Никифоровым [1] с учетом работы [2] исследованы фильтрационные свойства пород, характеризующихся одно-и двухмодальными функциями распределения пор по размерам. При этом использовано математическое моделирование процесса двухфазной фильтрации на сетке капилляров, благодаря которому установлены усредненные характеристики течения для заданных систем распределения пор с учетом неизменности всех остальных параметров процесса. В результате получены кривые ОФП для од-номодальных и бимодальных распределений, существенное различие которых заключается в следующем:
значения водонасыщенности в точке пересечения ОФП для бимодальных распределений на 0,05 - 0,10 ниже, чем для одномодальных; соответственно значения ОФП в этой предельной точке для бимодальных распределений на порядок меньше, чем для одномодальных;
значения ОФП для воды при предельной водонасыщенности для бимодальных распределений кратно меньше, чем для одномодальных;
значения коэффициента извлечения нефти (КИН) для сред с бимодальным распределением на 0,12 - 0,20 ниже, чем для сред с одномодальным распределением.
Приведенные сведения из некоторых работ, касающиеся структурных особенностей пород, главным образом геометрии порового пространства и гранулометрических спектров, позволяют, во-первых, считать сходными процессы и механизмы образования изолированной инт-рафракции (по В.Л. Тюменцеву) в исходном пустотном пространстве карбонатных и терригенных пород. Во-вторых, формирование интрафракции в поровом пространстве, безусловно, не могло не повлиять на фильтрационные параметры пород, фиксируемые методами поромет-рии, капиллярометрии, а также - в ходе экспериментов. Именно поэтому наблюдается одинаковое число мод на поромет-
рических и гранулометрических спектрах соответствующих пород. В-третьих, используя указанные спектры, можно сделать выводы об этапе постдиагенетиче-ских преобразований и, в какой-то степени, о характере аутигенеза. В-четвертых, приведенные свидетельства присутствия углеводородов (твердых битумов) в ассоциации с интрафракцей не исключают возможности развития общих параллелей в истории их совместного существования.
В принципе в генетическом плане можно разделять породы с учетом доли в них той или иной фракции. Прежде, чем описать это, рассмотрим вопрос о возможной связи интрафракции (следовательно, и характера гранулометрических спектров) с углеводородами. Обычно считают, что последние консервируют процессы вторичных изменений вмещающих пород. Согласно этому в измененных породах не должно наблюдаться признаков присутствия углеводородов. В противном случае полагают, что вторичные изменения произошли до поступления углеводородов в ловушку. В то же время известны работы Гигашвили, Roeder, Щепеткина [7], в которых описаны различные минералы с углеводородными микровключениями в новообразованных зернах, кристаллах, регенерационных каемках, которые свидетельствуют о росте аутигенных образований в присутствии углеводородов. Известны работы, где указывается существование реликтов нефти в виде вкраплений, примазок, в том числе на щетках вторичных каолинита и хлорита. Остаточная нефть может окаймляться скоплениями неустойчивых компонентов, включая глинистые образования. Нередки случаи ассимиляции цеолитами глинистых минералов, включающих углеводороды. В подобных случаях на соответствующих этой категории пород гранулометрических и порометрических спектрах происходит расширение мод, отражающих интрафрак-циию (часть субфракции как бы включается в интрафракцию).
Нельзя не отметить, что рядом исследователей усматривается непосредственная связь между миграцией углеводородов и вторичной пористостью в песчаниках. Причем значительные вторичные изменения пород, обусловленные влиянием углеводородов, связывают с наличием угольной кислоты и углекислого газа. Известные случаи ассоциации но
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.