К оглавлению

УДК 522.578.2.061.4.001.5

Коллекторские свойства пород Золотухинского месторождения

Е.И. БАЮК, А.А. ФОМИН, П.П. ПЕТРИК (ИГиРГИ)

Большинство известных месторождений нефти выявлено в межсолевых комплексах северных районов Припятской впадины. Задонско-елецкие отложения здесь представлены карбонатными породами. Именно с этим типом пород связывают основные перспективы обнаружения новых залежей в ближайшие годы [2].

В работе [4] предложена схема строения природного резервуара Золотухинского месторождения, составленная на основе детального изучения разрезов задонских и елецких отложений и их комплексной корреляции в пределах площади. При этом выделены литологические пачки и установлена приуроченность их к мелководной, биогермной, склоновой и депрессионной литолого-фациальным зонам. На рис. 1 приведена часть геолого-фациального разреза вдоль складки северо-западного простирания.

На Золотухинском месторождении получен приток нефти из межсолевых карбонатных отложений девона. В результате активного галотектогенеза породы находятся в повышенном напряженном состоянии и, как правило, характеризуются АВПД (коэффициент аномальности 1,6 и выше).

В связи с этим становится очевидной необходимость экспериментального изучения коллекторских свойств пород межсолевых отложений при повышенных термодинамических параметрах. Известно [1, 3], что физические, в том числе коллекторские, свойства осадочных пород на поверхности существенно отличаются от таковых при их глубоком залегании. Испытания образцов пород при давлениях и температурах, соответствующих пластовым, позволяют уточнить фильтрационно-емкостные возможности пород на разных глубинах.

Настоящая статья посвящена изучению проницаемости, пористости и сжимаемости карбонатных пород задонских отложений Золотухинского месторождения при давлениях и температурах, соответствующих пластовым, как для глубин залегания (Р=20-30 МПа), так и значительно их превышающих (Р=40-60 МПа), что имеет важное значение для прогнозирования коллекторских свойств этих пород на глубине 3-4 км. Изучалось также влияние порового давления на коллекторские свойства пород.

Образцы карбонатных пород были отобраны из задонских отложений скв. 13, 31, 46, 47, 49, 60 и 61 с глубины от 1978 до 2429 м (см. рис. 1).

Изучение коллекторских свойств пород в условиях равномерного сжатия проводилось с помощью установок УИМК и КВО [3]. В УИМК определялись продольная и радиальная деформации, сжимаемость и пористость горных пород при термодинамических параметрах, характерных для глубокозалегающих отложений, с учетом внутрипорового давления насыщающей жидкости, которое поддерживалось нормальным, т. е. равным гидростатическому на глубине, или аномально высоким с коэффициентом аномальности 1,6. Изменение коэффициента проницаемости к пород при стационарной фильтрации газа определялось в условиях равномерного всестороннего сжатия и повышенных температур с помощью установки КВО [3].

Перед испытаниями в образцах вычислялись коэффициент пористости Кп и плотность  при атмосферном давлении, значения которых представлены в табл. 1. Как видно, пористость образцов невелика - 2,2-6,7 % и только два образца имеют значения 9 и 11,7 %. В соответствии с этим плотность более пористых образцов 2,45 и 2,49 г/см3, а остальных варьирует от 2,52 до 2,66 г/см3. Такие величины плотности и пористости характерны для карбонатных пород [5] и обусловлены их минеральным составом. Как правило, присутствие алеврито-глинистых разностей приводит к понижению плотности и повышению пористости таких пород.

В этой же таблице приведены результаты определения Кпр образцов при различных эффективных напряжениях. Довольно высокие их значения, на первый взгляд, противоречат величинам Кп. Однако это объясняется специфической пористостью карбонатных пород, а именно их повышенной микротрещиноватостью. Это относится особенно к породам, отобранным в местах, сравнительно близко расположенных к залежам нефти и газа.

Микротрещиноватость, а именно наличие волосовидных пор почти не влияет на Кп (он может быть довольно низким), но значительно улучшает фильтрационные свойства пород. Однако образцы из скв. 61 (особенно 18658) имеют низкую проницаемость - это наиболее плотные породы.

С увеличением эффективного напряжения Кпр уменьшается вначале резко, а затем более плавно. По его величинам и характеру изменения в зависимости от влияния эффективного напряжения все испытанные породы можно разделить на три группы (рис. 2). К первой относятся породы, которые имеют довольно высокий начальный Кпр. Хотя с повышением напряжения до 40 МПа Кпр и уменьшается на 60-75 %, породы сохраняют неплохие фильтрационные способности, оставаясь коллекторами на глубинах 2,5-3 км и даже ниже. Породы второй группы, обладая высокой начальной проницаемостью, резко снижают ее с повышением напряжения. Фильтрационные способности таких пород на глубине 2,5-3 км оказываются на 80-95 % хуже, чем в поверхностных условиях. В породах третьей группы Кпр уменьшается на 80-85 %, но поскольку его начальная величина незначительна, то при давлениях, соответствующих глубине 2,5-3 км, проницаемость таких пород мала.

Характеризуя фильтрационные способности пород Золотухинского месторождения, можно отметить, что хорошо проницаемыми являются образцы пород из скв, 31, 13. 49, 46, 60, несколько ниже из скв. 47, плохо проницаемыми из скв. 61. При этом важно учитывать и глубину отбора образцов, так как скважины пересекают несколько пачек задонских отложений. Оказалось, что образцы, отобранные из II и III пачек задонских отложений, имеют наилучшие фильтрационные свойства. Породы этих пачек относятся к биогермной фации. При испытании и опробовании VII пачки аналогичной фации в ряде скважин получены притоки нефти, в том числе из скв. 30, а также из скв. 31 выше отметки -2137 м [4]. Хорошими коллекторскими свойствами характеризуются образцы пород биогермной фации скв. 9, отобранные из V пачки задонского горизонта. В этой пачке, так же как во II, встречаются биогермные тела, хотя притоки нефти из них не были получены. Низкую проницаемость имеют породы IV пачки задонского горизонта, вскрытые в скв. 61. Они относятся к мелководной фации.

Тот факт, что, несмотря на низкую пористость, во многих породах отмечена значительная проницаемость при напряжениях, соответствующих глубинам залегания, указывает на микротрещиноватость пород и предрасположенность их к разуплотнению при АВПД и неравномерных тектонических напряжениях. Нами проведена оценка взаимосвязи Кп и Кпр пород. Общей закономерности для всех скважин не выявлено, но отмечено, что в пределах каждой скважины Кпр возрастает с увеличением Кп.

Учитывая наличие АВПД на Золотухинском месторождении, было изучено влияние различного порового давления на деформационные и коллекторские свойства пород. С этой целью испытывалось по два одинаковых образца, изготовленных из каждого керна породы. При повышении внешнего давления Р в одном образце поровое давление Рп повышалось до нормального гидростатического на глубине залегания, в другом - до аномально высокого с коэффициентом аномальности 1,6. В образцах измерялись продольная  и радиальная деформации в зависимости от эффективного напряжения  (табл. 2). Значения деформаций используются для определения изменения сжимаемости и Кп пород от эффективного напряжения. Как следует из данных табл. 2, деформации при АВПД значительно больше, чем при нормальном поровом давлении. Плохо проницаемые породы скв. 61 сильнее деформируются при нормальном поровом давлении, чем высокопроницаемые из скв. 31 и 46, а при АВПД обратная закономерность обнаруживалась лишь для продольной деформации. Данные табл. 2 показали, что влияние порового давления важно учитывать при определении деформационных характеристик, а, следовательно, сжимаемости и пористости.

С целью сравнения значений Кп в зонах нормального и аномального давлений построены графики (рис. 3), где отражена зависимость величины Кп от внешнего напряжения при различных поровых давлениях. При одинаковом внешнем давлении, т. е. на одной и той же глубине, в зонах АВПД пористость больше, чем при нормальном поровом давлении.

Выводы

1. Карбонатные породы задонских отложений Золотухинского месторождения характеризуются величиной коэффициента пористости 2,5-6,5 %, редко 9-11,7%. При этом породы биогермной фации II, V, VII пачек задонского комплекса обладают значительной проницаемостью (0,04-0,095 мкм2) при напряжениях, соответствующих глубине отбора, а породы мелководной фации низкопроницаемы (0,0009-0,009 мкм2).

2. Деформационные характеристики пород биогермной фации оказались ниже, чем мелководной. Под влиянием АВПД деформации пород и сжимаемость увеличиваются при равном эффективном напряжении. Выявленный эффект необходимо учитывать при подсчете геологических запасов нефти на месторождениях, приуроченных к АВПД.

3. При равном внешнем напряжении, т. е. на одной глубине, пористость пород в зонах АВПД выше, чем при нормальном поровом давлении.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Добрынин В.М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

2.      Кусов Б.Р. Новые данные о строении задонско-елецких (межсолевых) отложений Припятской впадины.- Геология нефти и газа. 1980, № 2, с. 21-25.

3.      Павлова И.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. М., Недра, 1975.

4.      Постникова И.В., Постников Е.В., Колдашенко Г.А. Выделение природных карбонатных резервуаров нефти на Золотухинском месторождении Припятского прогиба.- Геология нефти и газа, 1981, № 12, с. 18-21.

5.      Справочник по физическим свойствам минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах. М., Недра, 1978.

 

Таблица 1 Коэффициент проницаемости пород Золотухинского месторождения при различном эффективном напряжении

Номер скважины

Номер образца

Глубина, м

Кп, %

, г/см3

Кпр , 10-3 мкм2, при Р, МПа

0,1

10

20

40

60

31

45

2280-2291

3,98

2,62

102,5

67,2

50,5

35,4

27,6

31

51

2417-2429

4,21

2,61

146,5

105,4

86,5

63,3

49,9

31

54

2417-2429

11,7

2,45

359

247

196,7

141,5

129,8*

49

60

2025-2030

9

2,49

120

91,6

77,1

60

48,4

13

1

1978-1983

2,5

2,62

142,5

87,7

75,8

58,8

48

13

4

1987-1991

2,5

2,62

170

119,1

96,3

69,2

54,6

13

5

1992-1999

5,4

2,58

159

115,1

94,7

70,7

55,8

60

9

2058-2068

2,62

2,64

153

105

87

67

51

60

10

2058-2068

3,4

2,62

146

102

86,1

62,8

49

46

3

2331-2334

6,7

2,57

280

179

136

95,2

74,4

46

6

2331-2334

3,3

2,62

241

160,8

126,2

89,2

66,3

46

18518

2374,3-2382

2,7

2,64

170

99,4

84,2

63,6

50

46

18664

2324

6,5

2,54

150

81,1

59,2

44,5

28,6

47

8

2172,7-2181

4

2,59

227,5

135,4

82,7

33,8

21,3

47

18684

2348,8

2,2

2,66

200

60,5

46

29,7

22,3

61

14

2114-2129

3,1

2,64

30

13,8

9,7

6,1

5,4*

61

15

2114-2129

4,8

Не опр.

35

19,5

11,8

7,5

6,2

61

17

2114-2129

6,1

2,57

38,4

21,1

14,6

9,3

8,2*

61

18658

2309

5,6

2,52

3,6

1,9

1,4

0,93

0,72**

* р=49 МПа. ** р=53 МПа.

 

Таблица 2 Деформации, продольная  и радиальная  в зависимости от эффективного напряжения при различном поровом давлении

Номер скважины

Номер образца

Рп, Мпа

 %, при  МПа

 , %, при  МПа

5

10

20

30

5

10

20

30

31

45

24

0,055

0,075

0,095

0,115

0,115

0,200

0,255

0,300

38

0,100

0,125

0,165

0,215

0,145

0,215

0,285

0,38

 

51

24

0,055

0,075

0,095

0,115

0,115

0,201

0,275

0,30

3

38

0,095

0,125

0,17

0,22

0,145

0,215

0,29

0,34

46

6

23

0,060

0,075

0,10

0,12

0,105

0,185

0,280

0,295

37

0,11

0,13

0,17

0,20

0,130

0,210

0,28

0,34

61

14

20

0,07

0,105

0,15

0,16

0,115

0,190

0,245

0,295

33

0,10

0,145

0,155

0,175

0,145

0,215

0,285

0,345

 

15

20

0,105

0,145

0,18

0,19

0,15

0,24

0,31

0,38

33

0,14

0,16

0,19

0,22

0,17

0,25

0,33

0,42

 

17

20

0,075

0,12

0,15

0,165

0,130

0,21

0,27

0,285

33

0,105

0,125

0,16

0,18

0,15

0,24

0,31

0,37

18658

23

0,055

0,075

0,095

0,115

0,095

0,165

0,24

0,30

37

0,085

0,115

0,16

0,19

0,115

0,180

0,265

0,32

 

Рис. 1. Геолого-фациальный разрез задонских отложений Золотухинского месторождения.

Фации: 1 - биогермная, 2 - мелководная, 3 - депрессионная, 4 - склоновая; 5 - залежи нефти, 6 - литологические пачки

 

Рис. 2. График зависимости коэффициента проницаемости пород от давления.

Шифр кривых - номер скважины, в скобках - номер образца

 

Рис. 3. График зависимости коэффициента пористости от внешнего напряжения (при нормальном поровом давлении сплошная линия и при АВПоД - пунктирная)