РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ^^^^^^^^^^^^^
УДК 622.276.031:532.11:62-988 © С.В. Михайлова, Ю.В. Филиппович, 2011
Методика прогнозирования аномально высокого пластового давления на инверсионных структурах Ноябрьского региона Западной Сибири
^ГОЗПРОМ
The method to forecast the overpressure in inversion structures of Noyabrsk region, Western Siberia
S.V. Mikhajlova, Yu.V. Filippovich (Gazpromneft NTC LLC)
С.В. Михайлова, Ю.В. Филиппович (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
The method to forecast the overpressure in inversion structures is described. On the basis of inversion modeling the forecast reservoir pressure values were estimated, the overpressure ratio map was made. The increase of oil flow in wells with an increase of overpressure ratio is noticed. The forecasting of high oil flows in zones of high values of overpressure ratio was proved by drilling in 2011.
Ключевые слова: аномально высокое пластовое давление (АВПД), инверсионная структура, коэффициент аномальности пластового давления.
Адреса для связи: Mikhaylova.SV@gazpromneft-ntc.ru, Filippovich.UV@gazpromneft-ntc.ru
Наиболее важной гидродинамической характеристикой недр является пластовое давление, которое контролирует и определяет потоки миграции и аккумуляции флюидов, задает определенные технико-технологические параметры бурения скважин и разработки месторождений. На большинстве нефтяных месторождений пластовое давление прямо зависит от глубины залегания. Пласты, характеризующиеся давлением выше гидростатического, относятся к категории пластов с аномально высоким давлением.
Природа аномально высокого пластового давления (АВПД) до конца не выяснена, и существует множество гипотез его генезиса. Одни исследователи считают, что повышение пластового давления определяется уплотняющим воздействием геостатического давления на горные породы и одновременно затрудненным оттоком из них флюида. Другие полагают, что проявление АВПД связано с тектонической активностью территории, которая вызывает поднятие и взброс блоков, прогиб бассейнов, сопровождающиеся изоляцией отдельных участков земной коры от нормальных путей миграции и, как следствие, изменением геостатического давления. В результате под действием дополнительного напряжения в изолированных блоках повышается давление жидкости, заполняющей поровое пространство [1]. Большая часть разработанных гипотез образования АВПД сводится к изменению геостатического давления [3] и расходится лишь в причинах его увеличения. Возникновение повышенного давления в поровом пространстве, заполненном флюидами, связывают, например, с локальным прогревом некоторого объема подземной гидросферы, образованием газовых залежей и др. [2]. Однако эти гипотезы характеризуют лишь частные проявления аномалий и не могут служить обоснованием наличия АВПД на достаточно обширных территориях Западной Сибири.
Одно из частых проявлений АВПД в Западной Сибири связано с верхнеюрскими отложениями, значительная часть которых в Ноябрьском регионе приурочена к структурам инверсионного типа. Классическим примером инверсионной структуры с АВПД в верхнеюрских отложениях является Еты-Пуров-ское месторождение.
История развития Еты-Пуровской площади представляется как длительный и устойчивый процесс погружения земной коры. Основные события, приведшие к росту Еты-Пуровского вала и окончательному формированию современного структурного плана продуктивных горизонтов, произошли в кайнозойское время [2, 4]. По данным палеотектонического анализа поверхность верхнеюрского горизонта на момент завершения формирования меловых отложений имела перепад глубин 290 м, амплитуда современного Еты-Пуровского поднятия на уровне пласта Ю1 составляет 530 м. Таким образом, амплитуда кратно увеличивается, что подтверждает инверсию данной структуры.
По мнению авторов, АВПД на инверсионных структурах следует отождествлять с «палеодавлением». Релаксации давления не происходит, поскольку на неотектоническом этапе в процессе инверсии гидродинамическая система замыкается, изолируя отдельные участки пласта. Более того, в результате резкого изменения термобарических условий на контакте вода -нефть, вероятно, протекают необратимые физико-химические процессы, приводящие к «запечатыванию» залежей нефти. Отмечено, что за пределами залежей АВПД резко снижается вплоть до гидростатического, т.е. нефтеносность горизонта Ю1 и АВПД генетически связаны. В связи с этим прогноз пластового давления с выделением зон АВПД представляет собой дополнительный поисковый признак.
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 1. Прогнозные карты пластового (а), гидростатического (б) давления и коэффициента аномальности (в)
Для построения прогнозной карты пластового давления пласта Ю1 на Еты-Пуровском месторождении использовался следующий алгоритм. Исходя из общих представлений о том, что геостатическое давление - это давление, оказываемое на пласт весом вышележащей толщи горных пород, в первую очередь определим его в продуктивном горизонте Ю1 до начала структурной инверсии. Расчет выполнялся по формуле (ОГ Ю1-(ОГ С+Альт))-2, (1)
где ОГ Ю1, ОГ С - структурная карта по кровле соответственно пласта Ю1 и меловых отложений ; Альт - превышение над уровнем моря.
Статистический анализ фактических пластовых давлений в скважинах и полученной поверхности показал довольно хорошую сопоставимость данных. Из 29 скважин, в которых были выполнены замеры пластовых давлений, были исключены только три анализа. Достоверность составила почти 90 %. В результате геостатистического подхода было получено уравнение регрессии, с использованием которого построена прогнозная карта пластовых давлений с уточнением в точках скважин (рис. 1).
Количественной оценкой АВПД служит коэффициент аномальности
Ка=Рпл/ Ас (2)
где рпл, ргст - соответственно пластовое и гидростатическое
давление.
На Еты-Пуровском месторождении по скважинным данным превышение пластового давления над гидростатическим, описываемое коэффициентом аномальности Ка, изменяется от 1,1 до 1,5. Полученная прогнозная карта полностью соответствует этому диапазону изменения (см. рис. 1, в). Интерес к данному параметру обусловлен выявленной закономерностью: дебиты нефти увеличиваются с ростом коэффициента аномальности (рис. 2). При этом высокие дебиты получены только в тех скважинах, где при испытании зафиксирован Ка > 1,3. При Ка < 1,2 получение промышленных притоков более чем проблематично даже при фиксации прямых признаков нефтеносности по керну и данным геофизических исследований скважин. Таким образом, полученная карта распределения Ка (см. рис. 1, в) является по существу дополнительным критерием перспективности той или иной ловушки.
В 2011 г. на северном участке Еты-Пу-ровского месторождения были пробурены две поисково-оценочные скважины, вскрывшие новые залежи нефти в пласте Ю1, дебиты нефти превышают 300 м3/сут. Результаты замеров пластовых давлений подтвердили достоверность прогноза, невязки в точках скважин составили около 1-2 МПа, что не превышает средние квадратичные отклонения для принятого уравнения регрессии при построении прогнозной карты.
Однако следует отметить, что пока эффективность прогноза установлена для ловушек, которые можно отнести к стандартному структурно-тектоническому типу. По мнению авторов, данную методику можно применить также для обоснования перспектив нефтеносности неструктурных объектов - погребенных поднятий докайнозойского возраста, которые представляют собой существенный ресурсный потенциал месторождения.
Рис. 2. Сопоставление дебитов нефти пласта Ю1 Еты-Пуровского месторождения с коэффициентом аномальности пластового давления Ка (приведены линии трендов с коэффициентами корреляции до 0,8)
Список литературы
1. Дюнин В.И., Корзун В.И. Гидрогеодинамика нефтегазоносных бассейнов. - М.: Научный мир, 2005. - 521c.
2. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник/Под ред. М.М. Ивановой. - М.: Недра, 1983. - 262 с.
3. Чилингар Г.В., Еременко Н.А., Арье А.Г. АВПД в природных геофлюидодинамических системах//Геология нефти и газа. -1997.- № 5.
4. Гогоненков Г.Н., Кашик А.С., Тимурзиев А.И. Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири//Геология нефти и газа. -2007. - № 3. - С. 3-10.
5. Использование метода палеотектонических реконструкций для поиска залежей нефти в верхнеюрских отложениях Еты-Пуровско-го месторождения/С.В. Михайлова, Л.И. Летунова, Ю.В. Филиппович [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №12. - С. 22-24.
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.