К оглавлению журнала

 

УДК 622 279 (470 56)

В.П. КАРЦЕВА, Н.Н. МАРЬЕНКО, Р.А. РЕЗВАНОВ (МИНГ)

О моделях и механизме обводнения Оренбургского газоконденсатного месторождения

В сентябре 1987 г. в нашем журнале была опубликована статья В.Ф. Перепеличенко, К.И. Багринцевой, С.П. Максимова и др. “О разработке Оренбургского газоконденсатнонефтяного месторождения”, в которой авторы подвергают критике обоснование модели ОГКМ, принятой при уточнении действующего проекта разработки этого месторождения. Обсуждение геологической модели и подхода к разработке ОГКМ с участием ученых и специалистов Мингео и Мингазпрома, проходившее в конце 70-х гг , выявило существование различных точек зрения по этим вопросам. К настоящему времени накопленный опыт разработки позволяет привлечь новые данные, проливающие свет на затронутые в дискуссии вопросы.

В предлагаемой статье содержится фактический материал, в значительной степени обобщающий состояние изученности геолого-геофизической модели месторождения, а также влияние особенностей ОГКМ на его разработку.

Действующая в настоящее время система разработки Оренбургского ГКМ, основанная на разделении залежи на три самостоятельных объекта с двумя разделами-экранами между ними, подверглась критике в [5]. Авторы считают, что эти разделы в действительности обладают высокой проницаемостью, поэтому залежь рекомендуется разрабатывать как массивную единой сеткой скважин. Обоснование этих положений базируется на следующих утверждениях:

  1. трехобъектная пластовая модель месторождения не имеет достаточной геологической базы и противоречит фактическим данным анализа разработки,
  2. отмечается реакция давлений в водоносных горизонтах, располагающихся значительно ниже ВНК. и нигде не выходящих в газонасыщенную часть массива, на отборы газа из газовой залежи;
  3. происходит рассеивание нефти из-под газовой оторочки в газонасыщенную часть залежи;
  4. геофизическими исследованиями установлены притоки газа из первого и второго разделов;
  5. имеются многочисленные пары близко расположенных скважин, из которых одна работает чистым газом, другая обводнена;
  6. в кернах разведочных скважин установлены открытые вертикальные и горизонтальные трещины. По данным изучения керна в скв. 9, 352, 362, 96, 31 и других [1] делается вывод микротрещины обеспечивают проницаемость и взаимосвязь резервуара в целом, возникает возможность подтягивания подошвенных вод в процессе разработки месторождения

Рассмотрим эти аргументы.

1. Понятие “массивная залежь”, принятое в геологической литературе и поддерживаемое В.Ф. Перепеличенко и др. [5], означает, что связь между частями залежи достаточна, чтобы за время ее формирования и существования (миллионы лет) в ней успело установиться газогидродинамическое равновесие, в частности примерно горизонтальные межфлюидные контакты. При этом ничего не говорится о том, как же будет вести себя залежь во время разработки. В массивной залежи связь между проницаемыми пластами может быть настолько слабой, что фильтрацию можно считать практически нулевой по сравнению с общими масштабами переноса газа и жидкости в залежи. Другими словами, массивная залежь при разработке может вести себя как многопластовая.

Действительно, в период разведки ОГКМ и составления первоначального проекта разработки (1974 г.) был получен фактический материал, показывающий, что газоконденсатная залежь в артинско-среднекаменноугольных отложениях массивная: единые для всего месторождения положение газожидкостного контакта (ГЖК), состав и пластовое давление газа, общие закономерности распределения концентраций сероводорода, а также видимая трещиноватость образцов пород. Поэтому проект разработки исходил из представления о массивной залежи, газоносную толщу намечалось вскрыть одной сеткой эксплуатационных скважин. Однако в связи с тем, что уже в первые годы разработки в эксплуатационных скважинах появились массовые водопроявления, возникла необходимость уточнения геологического строения и геолого-промысловой модели месторождения. Была высказана идея о том, что залежь при разработке ведет себя как многопластовая, о чем свидетельствовали следующие фактические данные: 1) хорошая (отличная) коррелируемость разреза продуктивной толщи в пределах всей площади месторождения; многие исследователи (Т.С. Бузина, Н.И. Вареничева, И.П. Жабрев и др.) на большом фактическом материале показывали хорошую выдержанность по всей площади ОГМ отдельных пластов продуктивной толщи, число которых достигает 36; 2) выдержанность мощностей и средних коллекторских характеристик отдельных пачек и пластов (до 1–2 м толщиной), особенно в нижней части разреза (С2, С3; 3)возможность выделения трех укрупненных резервуаров и разделяющих их уплотненных пород, способных выполнять роль экранов; 4) отмеченное по данным ГИС обводнение залежи по изолированным высокопроницаемым пластам [3]; 5) разница текущих пластовых давлений в отдельных резервуарах и даже пластах, возникающая при их совместном дренировании, что установлено в результате многочисленных газодинамических исследований в остановленных скважинах (А.И. Марков с соавторами, 1983 г.).

В соответствии с изменившимися представлениями о геологической модели ОГКМ был составлен и осуществлен новый проект разработки, предусматривающий трехобъектную схему его эксплуатации, достоинство которой – возможность регулирования и выравнивания отборов газа по отдельным объектам, а также упрощение борьбы с обводнением скважин. Анализ состояния эксплуатации месторождения подтвердил в целом обоснованность трехобъектной системы эксплуатации ОГКМ (Р.И. Вяхирев, 1980 г.). Об этом же свидетельствуют результаты расчетов [6], моделирующих историю разработки и обводнения залежи.

2. Реакция водоносных горизонтов на отбор газа – естественный процесс и наблюдается в подавляющем большинстве разрабатываемых месторождений. Для того чтобы утверждать, что реагируют именно водоносные горизонты, нигде не выходящие в газонасыщенную часть массива, необходимо провести анализ положения забоев конкретных скважин. Такой анализ выполнен О.М. Севастьяновым, 1986 г. [4] и одним из авторов статьи [5]. Фактические данные указывают, что реакция уровней в пяти скважинах из семи однозначно объясняется внедрением контурных вод в залежь. Реакция двух других скважин, вскрывших водоносные пласты (на 240 м ниже ГЖК), не выходящие в газоносную часть залежи, указывает на вертикальную связь газовой залежи с глубокими горизонтами, по крайней мере, в зоне расположения этих скважин. Однако данных, насколько высоко прослеживается такое вертикальное движение вод, нет. Исследователи сделали правильный вывод о сложном механизме обводнения, сочетающем контурное и вертикальное внедрение подошвенных вод на отдельных участках, с последующим растеканием по пластам.

3. Появление нефти в продукции отдельных газовых скважин не служит однозначным критерием ее вертикального подъема через трещины. Естественнее предполагать, что в большинстве случаев нефть от оторочки к скважинам движется по проницаемым пластам под давлением законтурной воды. Возможен иногда и вынос подвижной части остаточной нефти, рассеянной в газоносной части залежи.

4. Совершенно неверно утверждение [5], что так называемые разделы-экраны являются высокопроницаемыми зонами. Действительно, на отдельных участках месторождения в них встречаются газонасыщенные проницаемые прослои (1–2 м толщиной). Однако в основной зоне залежи они составляют небольшую часть (в среднем 10–15 %) от суммарной толщины разделов (20–50 м) и не могут существенно влиять на их экранирующие свойства.

5. Различный состав (газ, вода) в продукции близко расположенных скважин выдается [5] за неоспоримый факт подтягивания подошвенной воды снизу по вертикали. Однако при этом игнорируется то, что забои этих скважин также находятся в разных пластах, а порой даже в разных объектах разработки. Это важное обстоятельство не учтено и не проанализировано и в другой работе [4]. Причиной разной продукции из скважин может быть то, что соседние скважины дренируют различные пласты (часть которых может быть уже обводнена).

В качестве примера приведем данные по скв. 502, 503, 508 – 512 юго-западного участка УКПГ-8. Обводнение этих скважин рассмотрено в работе [4] как пример более позднего по сравнению со скважинами, расположенными ближе к периферии залежи. Это связывается исключительно с вертикальным подъемом подошвенных вод к забоям скважин по системе трещин. Однако при более внимательном рассмотрении последовательности обводнения видно, что дебиты воды краевых скв. 510, 511 уже в феврале 1976 г. были не ниже (QB=20 м3/сут), чем дебиты скв. 502, 503 (QB=22–25 м3/сут), расположенных ближе к центру залежи. Время безводного периода эксплуатации этих групп скважин примерно одинаково. Действительная дата начала обводнения скв. 510, 511 (в [4] они указаны неверно) – 1979 г., и положение забоев этих скважин и дренируемых пластов позволяют считать наиболее вероятным обводнение их контурными водами по разным горизонтам. Аналогичные примеры можно привести и по участкам месторождения [3].

Таким образом, последовательность обводнения скважин зависит не только от их удаленности от внешнего контура газоносности, но и от того, в каком из проницаемых пластов находится их забой и как этот пласт дренируется.

6. По вопросу о влиянии трещиноватости можно сказать следующее. Несмотря на значительный объем исследований, выполненных на кернах [1, 2], нет полного представления о масштабах и пространственных закономерностях развития трещиноватости всей продуктивной толщи. Более объективные данные в этом отношения дают методы ГИС. Нами установлено, что наибольшая трещиноватость приурочена к плотным карбонатам ассельского и верхнекаменноугольного возраста в купольной части месторождения [3]. Трещинные зоны малы по мощности, прерывисты по площади и вертикали. Корреляция трещиноватых пород по данным ГИС слабая, чаще совсем отсутствует. Между ними почти всегда залегают непроницаемые разности пород (плотные известняки, мергели или глинистые прослои) с хорошо выдержанными по площади характеристиками. Количественные оценки трещинной пористости по ГИС (способ нормализации БК-НГК) показывают, что ее величина обычно не превышает десятых долей процента, в среднем составляет 0,1 % (отметим, что при подсчете запасов принято среднее значение Kп.тр=0,4 %). Такие величины характерны для микротрещиноватости, которая в пластовых условиях не может привести к резкому (более чем на порядок) повышению проницаемости пород с плотной матрицей.

К сожалению, систематических измерений пластового давления в приконтактных зонах ОГКМ не проводилось. Однако, судя по имеющимся данным, снижение давления в пластах ниже ГЖК незначительно. Характер продвижения пластовых флюидов в приконтактной части залежи хорошо виден на примере обводнения скв. 321 (дублер скв. 323), пробуренной в 1977 г. По данным ГИС (ИК, ИННК), среди газонасыщенных отложений обнаружены обводнившиеся пласты в интервалах 1805–1807, 1809–1810,5, расположенных выше ВНК на 57 м. В скважине-дублере 323 эти результаты были также подтверждены данными ГИС и испытаниями. Отсутствие эксплуатационных скважин в прилегающем районе исключает подтягивание подошвенных вод (вертикального конуса обводнения). Следовательно, рассматриваемые интервалы могли обводниться только за счет продвижения краевых вод по высокопроницаемому дренируемому пласту (избирательное обводнение). Наиболее вероятным является подтягивание подошвенных вод по пласту, хорошо прослеживаемому на южном крыле складки, на расстоянии до 3 км от скв. 321 (район наблюдательной скв. 151, где пласт-аналог вскрыт в зоне ниже ВНК). Результаты геофизических исследований последней указывают на активное движение вод по этому пласту, что сопровождалось резким увеличением интенсивности гамма-излучения начиная с 1974 г. Аналог обводняющегося пласта, вскрытого бурением в 1975 г. в соседней скв. 96, тогда был газонасыщен (рис. 2).

Необходимо отметить, что, несмотря на интенсивное развитие трещиноватости образцов керна, установленное в скв. 96 (расположенной вблизи скв. 321) [5], оно не оказало влияния на обводнение в этой зоне. Прогноз авторов о возможности вертикального подтягивания подошвенных вод в процессе разработки месторождения за счет микротрещиноватости, таким образом, не подтвердился.

Наиболее детально и полно геофизические исследования проводятся в наблюдательных скважинах ОГКМ. Эти измерения дают наиболее важный материал для контроля изменений насыщения отдельных пластов. Яркий пример – скв. 151, расположенная в центральной части месторождения (УКПГ-6) на расстоянии 3–4 км от скважин, обводнившихся первыми в начальный период эксплуатации месторождения. Анализ и обобщение результатов геофизических исследований по скв. 151 показали следующее [3].

1. Начиная с 1978 г., растет число обводнившихся пластов и пропластков во времени, но обводненные мощности отдельных слоев сохраняются в пределах выделенных по ГИС интервалов гранулярных коллекторов.

2. Отсутствует четкая закономерность в последовательности обводнения пластов (снизу вверх и наоборот); видна лишь определяющая роль относительно изолированных высокопроницаемых пластов (Кп > >6 %), способствующих избирательному внедрению вод в газовую залежь.

3. Значительная газонасыщенная мощность (62 м) в нижней части разреза оказалась отсеченной внедрившейся водой (за 14 лет разработки она так и не обводнилась). Все это косвенно свидетельствует о том, что вертикальная трещиноватость пород в приконтактной зоне в районе скв. 151 незначительная и в обводнении не играет роли.

Аналогичные закономерности обводнения выявлены и по другим наблюдательным скважинам, расположенным в пределах центрального купола. Площадное обводнение III объекта по отдельным проницаемым пластам легко объясняется их хорошей выдержанностью и дренированием эксплуатационными скважинами.

В скв. 399 (западная часть центрального купола) в III объекте признаки обводнения в высокопористых пластах отмечены в 1984 г. Эти пласты являются аналогами ранее обводнившихся в центральной части месторождения. Кроме того, появление воды в тонком пропластке II объекта на 156 м выше ВНК в скв. 399 (выше и ниже этого пропластка – мощные газоносные толщи) однозначно свидетельствует о внедрении контурных вод в этой части залежи по изолированному проницаемому пропластку.

Итак, ни одна из пяти наблюдательных геофизических скважин за 14 лет разработки не показала подъема подошвенных вод.

В работе [4] на основании некоторых результатов, полученных по данным ГИС в эксплуатационных скважинах (приток газа с водой либо воды с забоев или из пластов, залегающих ниже пробуренных забоев), делается попытка связать эти эффекты исключительно с вертикальным подъемом подошвенных вод.

Однако комплекс ГИС в добывающих скважинах очень беден, эффективность некоторых методов низка. Из-за наличия на забоях воды, шлама, а также по другим причинам интерпретация результатов осложняется. Поэтому трудно однозначно относиться к случаям притока воды с забоя, отмеченным в работе [4]. Возможна неверная интерпретация, весьма вероятен приток воды из-под забоя, но не по вертикальным трещинам, а из проницаемых пластов, вскрываемых непосредственно забоем скважины.

Авторы работы [4] для подтверждения подъема ГВК (на 100 м и более) привлекают также данные по ряду скважин, вновь пробуренных в центральной части залежи (скв. 2015, 2028 и др.). Однако более детальная интерпретация имеющихся материалов [3] показала, что не все пласты-коллекторы в призабойной части этих скважин обводнены, часто наблюдается чередование обводненных и газоносных интервалов. Наиболее вероятен здесь подъем воды по тектоническим нарушениям (ослабленным зонам), расположенным вблизи этих скважин, и последующее ее растекание по наиболее проницаемым пластам.

Одним из информативных способов проверки гипотез механизма обводнения является сопоставление расчетных моделей с фактическими данными. Такие работы с использованием трехобъектной модели с маломощными высокопроницаемыми коллекторами (исходные параметры подготовлены ВУНИПИгазом) были выполнены многими исследователями на разных этапах эксплуатации ОГКМ [6]. Сопоставление расчетных и фактических значений давлений и площадей обводнения за четыре года разработки показало их хорошую сходимость (разница не превышает 2 %). Был сделан вывод, что данная модель удовлетворительно описывает реальную картину разработки.

Расчеты процессов обводнения ОГКМ проведены (В.Ф. Перепеличенко с соавторами, 1985 г.) для двух фильтрационных моделей: 1) трехобъектная модель месторождения с изолированными объектами эксплуатации; 2) модель массивной залежи, обводняющейся подошвенными водами. Параметры моделей получены на основе анализа динамики разработки месторождения (учитывались дебиты скважин и пластовые давления). Привлечение большого объема исходной информации, по-видимому, позволило получить более достоверные результаты, чем в [6], вполне согласующиеся с трехобъектной моделью.

На основе модели массивной залежи, проницаемость пород по вертикали, в которой принята в 100 раз ниже, чем по горизонтали, ими проведен расчет движения ГВК на профиле по линии скв. 212–215–229–534 и других, расположенных в центральной части месторождения. Выбор профиля основан на предположении о наличии зон развитой трещиноватости в центральной части ОГКМ. Несмотря на это, заметный подъем ГВК, близкий к расстоянию (l3) до забоя скважины, получился лишь по двум скважинам (502, l3=35 м; 511, l3=9 м). По другим скважинам (почти все они фактически обводнены) подъем ГВК по расчетам меньше l3, а по ряду скважин он равен 0. Таким образом, расчеты по модели массивной залежи не объяснили обводнения большинства из рассмотренных скважин. Поэтому утверждение этих авторов, что динамика обводнения скважин свидетельствует о подошвенном характере их обводнения, не соответствует приводимым в этой работе фактическим данным.

Не исключая полностью возможности поступления подошвенных вод по крупным трещинам в отдельных случаях непосредственно к забоям эксплуатационных скважин, подчеркнем еще раз маловероятность широкого развития этого процесса по площади залежи. Обводнение последней осуществляется преимущественно по проницаемым пластам краевыми водами (УКПГ-3, 6, 8, 12), а на некоторых участках и подошвенными, внедрившимися в эти отложения, по отдельным тектонически ослабленным зонам (УКПГ-2, 6, 7, 8).

Конечно, возможен и вертикальный подъем вод непосредственно к забою эксплуатационной скважины, когда она пересекает зону интенсивной трещиноватости. К признакам, указывающим на такую возможность, относятся: аномально высокие дебиты, повышенные температуры газа или воды в продукции скважины, аномально быстрое обводнение (по сравнению с соседними скважинами). Пока на ОГКМ насчитывается пять-шесть таких скважин, что составляет всего около 1 % от общего числа действующих эксплуатационных скважин, т. е. последний механизм очень ограничен и, безусловно, не является преобладающим в обводнении залежи.

Изложенное выше показывает неубедительность попытки авторов статьи [5] полностью пересмотреть сложившееся представление о модели ОГКМ, принятой для разработки.

Таким образом, основная залежь ОГКМ, обладая всеми классическими признаками массивной, при ее разработке ведет себя как массивно-пластовая. Можно ожидать, что такая картина характерна для большинства газовых залежей с большим этажом газоносности и резко неоднородным строением массива.

Это требует особого подхода к проектированию их разработки и планированию эффективной системы контроля за эксплуатацией месторождения с достаточным числом наблюдательных скважин.

Особо важное значение приобретают ГИС при контроле за эксплуатацией сложнопостроенных месторождений Прикаспийской впадины: Астраханского, Карачаганакского и др. Для более полного освоения этих месторождений необходимо резкое увеличение комплекса и объема ГИС уже на начальной стадии их разработки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М.: Недра.– 1982.
  2. Жабрев И.П., Политыкина М.А., Кон В.Е. Особенности литологии коллекторов Оренбургского газоконденсатного месторождения // ВНИИЭгазпром.– Сер. Геол. и разе. газ. и газоконденсат, м-ний.– 1982.– Вып. 2.
  3. Карцева В.П., Марьенко Н.Н., Резванов Р.А. Контроль разработки массивных газоконденсатных месторождений в карбонатных отложениях геофизическими методами // ВНИИЭгазпром.– Сер. Геол. и разе. газ. и газоконденсат, м-ний.– 1987.– Вып. 10.
  4. Механизм обводнения газовых скважин в карбонатных коллекторах / О.М. Севастьянов, С.П. Перепеличенко, Н.И. Вареничева и др. ВНИИЭгазпром.– Сер. Разработка и эксплуатация газ. и газоконденсат, м-ний.– 1986.– Вып. 1.
  5. О разработке Оренбургского газоконденсатнонефтяного месторождения / В.Ф. Перепеличенко, К.И. Багринцева, С.П. Максимов и др. // Геология нефти и газа – 1987.– № 9 С. 44–50.
  6. Расчетные модели применительно к месторождению типа Оренбургского /C.H. Закиров, В.3. Баишев, В.И. Коломиец и др. ВНИИЭгазпром. Сер Разработка и эксплуатация газ и газоконденсат, м-ннй – 1981 – Вып. 7.

Рис. 1. Выделение обводненных интервалов в разрезе продуктивной толщи скв. 321 ОГКМ по комплексу ГИС(1977 г.):

1 – газонефтенасыщенные пласты; 2 – обводнившиеся пласты

Рис. 2. Корреляция пласта-обводнителя по южному склону центральной части ОГКМ (участки УКПГ-2, УКПГ-6).

Диаграммы 1 – ГМ, 2 – НГМ