К оглавлению журнала

 

УДК 55622276(57412)

© Н.П. ЛЕБЕДИНЕЦ, 1990

Геолого-промысловые особенности месторождения Тенгиз

Н.П. ЛЕБЕДИНЕЦ (ВНИИ)

По отношению к новым месторождениям Прикаспийской впадины некоторые авторы, справедливо подчеркивая их специфические особенности, не совсем точно утверждают, что в отечественной практике не встречалось подобных. Начиная с середины 50-х годов на грозненских месторождениях Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенка-Алиюрт, Эльдарово, Старогрозненское, Брагуны и других в верхнемеловых отложениях были открыты и активно разрабатывались нефтяные залежи в трещиновато-кавернозных известняках, во многом сходные со скоплениями УВ Прикаспия. Их сопоставительная характеристика приведена в таблице, из которой следует, что по многим специфическим особенностям подсолевая залежь нефти месторождения Тенгиз в отложениях среднего и нижнего карбона близка к грозненским верхнемеловым залежам. Можно полагать, что определенная аналогия отмечается и по ряду других важных характеристик залежей и коллекторов. В частности, на месторождении Тенгиз, как и по грозненским верхнемеловым залежам, эффективная проницаемость и емкость коллекторов, по-видимому, обусловлены в основном пустотами вторичного происхождения (трещинами, порами выщелачивания, кавернами) с гораздо большими характерными линейными размерами, чем у первичных пор и поровых каналов. Вероятнее всего, благодаря трещиноватости пород существует эффективная гидродинамическая связь по площади и разрезу мощной толщи трещиноватых известняков, вмещающей нефтяную залежь месторождения Тенгиз, как это повсеместно имело место на грозненских месторождениях.

Существенные отличия месторождения Тенгиз от упомянутых грозненских характеризуются, в частности: 1) наличием в нефти и газе большого количества сероводорода; 2) перекрытием продуктивных отложений этого месторождения мощной толщей солей; 3) близкой к круговой формой залежи, приуроченной к брахиантиклинальной складке с коробчатым сводом.

Требуются дальнейшее изучение и уточнение геологического строения, коллекторских свойств, геолого-промысловых особенностей месторождения Тенгиз. Однако сейчас надо принимать принципиальные решения по его разработке. Поэтому наряду с тщательным анализом накопленного материала большое значение приобретает использование опыта изучения и разработки других месторождений, в том или ином отношении аналогичных рассматриваемому.

Представляется, что в настоящее время по месторождению Тенгиз недооценивается значение трещиноватости пород в формировании коллекторских свойств продуктивной толщи, представленной практически чистыми известняками, а также в обеспечении эффективной гидродинамической сообщаемости в ее пределах.

В верхнемеловых залежах нефти грозненских месторождений выделялись выдержанные по площади мощные (до 80–100 м) пачки пород повышенной глинистости (пониженной карбонатности) с довольно низкими коллекторскими свойствами. Нередко при испытаниях скважины из таких интервалов притоков практически не давали. Тем не менее, как показали исследования и промысловые наблюдения, указанные пачки пород не препятствуют хорошей гидродинамической взаимосвязи по разрезу. Хорошая связь наблюдалась и по площади залежей, за исключением участков с тектоническими нарушениями большой амплитуды.

На месторождении Тенгиз никаких выдержанных по площади интервалов пород с пониженными коллекторскими свойствами в разрезе не выделяется. Можно полагать, что здесь весь продуктивный массив эффективно контролируется трещиноватостью. Качественным подтверждением служит, например, длительная работа аварийной скв. 37 с очень большим дебитом (более 10 тыс. т/сут), которая вскрыла всего на несколько метров прикровельную часть продуктивной толщи.

Взаимоувязываются между собой также величины пластовых давлений, замеренные в разных частях продуктивной толщи. Ссылки на фиксируемое по кернам преимущественно горизонтальное (по напластованию) развитие трещиноватости не представляются достаточными для предположения о затруднительной гидродинамической связи по вертикали. К тому же надо убедиться, что такая горизонтальная трещиноватость в какой-то части не формируется искусственно при выбуривании и подъеме на поверхность образцов пород [4].

По верхнемеловым залежам грозненских месторождений, нередко даже по сводовым скважинам, при первых испытаниях получали лишь небольшие притоки жидкости или не получали совсем. Однако проведение СКО резко меняло картину: выявлялась, как правило, высокая продуктивность осваиваемых скважин (до 200–400 т/сут·МПа и более) при сравнительно небольшой мощности вскрытых интервалов (от единиц до десятков метров).

Не достигали положительных результатов обычно лишь на участках и в интервалах закономерного затухания трещиноватости (на крыльях и периклиналях структур, в упомянутых пачках с повышенной глинистостью). Был и такой случай (месторождение Заманкул), когда после обычной малообъемной СКО открытого забоя большой мощности (сотни метров) небольшой приток жидкости (5 т/сут) практически не изменился, а после спуска и цементажа эксплуатационной колонны, перфорации ее в сравнительно узком интервале (десятки метров) и закачки кислоты скважина зафонтанировала с дебитом более 100 т/сут.

На месторождении Тенгиз, наряду с высокодебитными скважинами (4, 6, 7, 9, 39, 44 и др.) с продуктивностью до 170–300 т/сут•МПа и более, имеются также скважины (1, 5, 11, 23, 41 и др.) со сравнительно низкой продуктивностью (не более 15–25 т/сут•МПа), в том числе и не давшие вообще притоков жидкости из вскрытых интервалов. Однако далеко не всегда при освоении проводились хотя бы кислотные обработки, не говоря уже о других мероприятиях, а то, что делалось, могло быть не всегда интенсивным.

Поэтому, исходя из грозненского опыта, допустимо полагать, что на Тенгизе имеющиеся к настоящему времени количественные оценки продуктивности скважин и проницаемости пород могут оказаться существенно заниженными из-за искусственного ухудшения коллекторских свойств в призабойных зонах скважин при их проводке. Можно добавить, что снятые дебитограммы на верхнемеловых залежах грозненских месторождений, как правило, показывали, что из вскрытой мощности наиболее интенсивными притоками на стенке скважины характеризовались лишь отдельные сравнительно узкие интервалы, хотя в ближайших окрестностях скважин могла быть совершенно другая картина как по степени охвата фильтрацией, так и по расположению интервала притока в общем интервале вскрытия.

Представляется, что, в общем для месторождения Тенгиз должна быть характерна более высокая продуктивность скважин, чем определенная по испытаниям. Причем для ее достижения может оказаться достаточным вскрытие сравнительно небольших интервалов продуктивных отложений (десятки метров), но при условии проведения необходимых мероприятий по интенсификации притока. Это следует из специфических особенностей трещиноватых карбонатных коллекторов по опыту грозненских месторождений.

Согласно данным по месторождению Тенгиз, выделяемые различные типы коллекторов, как и возможные уплотненные разности, в общем достаточно неупорядоченно распределяются в объеме залежи и не представляют собой какие-то выдержанные по площади пачки, соизмеримые по протяженности с расстояниями между скважинами. Значит, они могут представлять интерес для содержания и отдачи нефти, если эффективно контролируются развитой в массиве залежи общей системой трещиноватости, соединяющей их между собой и со стенками скважин, или если они непосредственно пересекаются скважинами.

Именно под таким углом зрения сейчас при оценке эффективной емкости и запасов нефти учитывают каждый обнаруженный в скважине интервал с тем или иным типом коллектора. Но такой подход может привести и к некоторому завышению запасов, если на отдельных участках все-таки окажутся практически изолированные включения пород, относимые к одному из трех выделяемых типов коллекторов.

Относительно первого типа (с общей пористостью до 3 %) вполне можно согласиться, что эффективная емкость и пористость связаны здесь исключительно с трещиноватостью породы. В этом случае матрица породы характеризуется в основном первичной микрокристаллической пористостью, практически непроницаема и нефть не содержит. Оцениваемая величина коэффициента трещиноватости коллекторов первого типа (до 0,4 %) с учетом аналогии с верхнемеловыми залежами грозненских месторождений представляется весьма реальной.

В коллекторах второго типа (с общей пористостью 3–7 %), характеризующихся системой трещин и рассеянным, в том числе гнездообразным, развитием вторичных пор и микрокаверн, наибольший интерес для содержания и отдачи нефти должны представлять именно трещины с возникшими по их стенкам порами и кавернами выщелачивания. В этой части коллекторы второго типа месторождения Тенгиз являются практически полными аналогами трещиновато-кавернозных коллекторов верхнемеловых залежей грозненских месторождений, эффективная емкость которых не превышала обычно 0,7–0,9 % от общего объема пород.

Что касается рассеянных в матрице породы вторичных пор и каверн, в том числе развитых гнездообразно, то они могут быть достаточно эффективными для содержания и отдачи нефти только при наличии связи с проточными трещинами. Здесь можно привести пример болгарского месторождения Долни Дыбник с трещиновато-кавернозным карбонатным коллектором, где установленная по керну (в том числе при 100 %-ном выносе) довольно высокая кавернозность пород (около 2 %) совершенно не подтвердилась данными разработки месторождения (в том числе фактической добычей нефти).

В связи с изложенным представляется, что принятая при подсчете запасов нефти эффективная пористость для коллекторов второго типа Тенгизского месторождения (около 5 %) может оказаться существенно завышенной, тем более, если при этом не исключалась блоковая пористость первичной матрицы, величина которой может быть принята примерно равной общей пористости первого типа коллекторов (в среднем около 2 %).

Выделяемый третий тип коллекторов месторождения Тенгиз (с общей пористостью более 7 %) характеризуется большим развитием кавернозности, которая становится непрерывной и, как считается, обеспечивает не только основную емкость, но и проницаемость пород (каверны соединяются между собой). Однако и в этом случае не следует недооценивать значение трещиноватости. Кроме того, по результатам лабораторных исследований выделяются также разности кавернозных пород с очень низкой проницаемостью (до долей 10-3 мкм2), которые вызывают определенные сомнения как эффективные коллекторы нефти, особенно при недостаточном развитии в них трещиноватости.

Представляется, что и для третьего типа коллекторов принятая эффективная емкость (до 10 %) может оказаться завышенной, в частности из-за излишнего отнесения к коллекторам практически непроницаемых разностей кавернозных пород и возможного учета первичной блоковой пористости.

Определенная для месторождения Тенгиз по лабораторным исследованиям проницаемость различных типов коллекторов даже с учетом керновых трещин не превышает в основном 10–20 • 10-3 мкм2. Нет сомнений, что в общем такая величина является заниженной из-за недостаточной представительности поднимаемых кернов в отношении трещиноватости пород, о чем свидетельствует наличие высокопродуктивных скважин.

Относительно нефтенасыщенности трещиноватых, трещиновато-кавернозных и кавернозных образований продуктивной толщи месторождения Тенгиз можно полагать, что в основной части она должна быть довольно высокой ввиду гораздо больших величин раскрытости трещин, диаметров пор и каверн выщелачивания по сравнению с размерами первичных пор. По верхнемеловым трещиновато-кавернозным коллекторам грозненских месторождений нефтенасыщенность принималась равной 0,8–0,9.

Учитывая большую глубину залегания продуктивной толщи, наличие АВПД и соотнося это с соответствующими параметрами верхнемеловых залежей грозненских месторождений, с большой вероятностью можно полагать, что режим дренирования нефтяной залежи месторождения Тенгиз должен быть близок к замкнуто-упругому. Залежь может быть практически изолирована на нижней границе или может контактировать со сравнительно небольшой по объему водоносной областью, как это наблюдалось по большинству грозненских месторождений.

В заключение отметим, что известны примеры грубых ошибок (в сторону завышения) в оценке запасов по месторождениям со столь сложными коллекторами. По грозненским месторождениям на первом этапе были допущены кратные ошибки в оценке запасов нефти по ряду нижнемеловых залежей. Весьма поучительны в этом плане также примеры ряда месторождений Белоруссии, Грузии, Болгарии.

Исходя из изложенного, необходимо дальнейшее изучение месторождения Тенгиз и уточнение его геолого-физических и геолого-промысловых характеристик.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Методика дифференцированного подсчета запасов месторождений Тенгиз / А.А. Загоруйко, В.М. Котельников, Э.М. Халимов и др. // Геология нефти и газа.– 1987.– № 2.– С. 17.
  2. Методы контроля и регулирования разработки нефтяных залежей в мощных трещиноватых коллекторах / Н.П. Лебединец, Э.В. Соколовский, С.В. Сааков и др. // М.: ВНИИОЭНГ.– 1973.
  3. Петерсилье В.И. Изучение трещиноватых коллекторов при разведке залежей нефти и газа // Геология нефти и газа.– 1988.– № 9.– С. 18–20.
  4. Разработка нефтяных месторождений с трещиновато-кавернозными и трещиновато-пористыми коллекторами / В.Н. Майдебор, Н.П. Лебединец, М.Ф. Посташ и др. // М.: ВНИИОЭНГ.– 1979.
  5. Типы коллекторов продуктивных отложений нефтяного месторождения Тенгиз / Э.М. Халимов, А.Г. Ковалев, В.В. Кузнецов и др. // Геология нефти и газа.– 1985.– № 7.– С. 35–42.

Abstract

A number of questions concerning field-geological characteristics of the Tengiz field is considered based on experience in the development of the Groznyy fields. These problems involve the role of fractures and other cavities of a secondary origin in providing hydrodynamic communication within a productive series and in creating reservoir properties of productive rocks; the reliability of the existing evaluations of capacity and filtration properties of productive strata; regime of pool drainage, etc.