К оглавлению журнала

 

УДК 55398 552.578.2.061.4

© М.М. ФАРТУКОВ, 1990

Причины зонального нефтенасыщения коллекторов

( В порядке дискуссии.)

М.М. ФАРТУКОВ

При подсчете запасов, выборе методов испытания скважин, подборе оптимальной системы разработки залежи УВ (особенно нефти) принципиально важное значение имеют характер и степень нефтегазонасыщения продуктивного пласта. Известно, что всякая залежь нефти имеет зональное нефтенасышение как в плане, так и в разрезе [3, 4], где снизу вверх выделяются: 1) водоносная зона, 2) переходная зона с нефтенасыщенностью в подошве залежи до 20–21 %, 30–40 или 45–55 %– в кровельной части, 3) зона недонасыщения, в которой наряду с нефтью и связанной водой присутствует свободная вода, и величина нефтенасыщения меняется от 2055 % до максимально возможной для данной залежи величины [3], 4) зона максимального (предельного) нефтенасыщения (80–90 %).

Мощность перечисленных зон меняется как по месторождениям, так и в пределах единой залежи. Переходная зона имеет мощность от нескольких десятков сантиметров до первых десятков метров. Мощность недонасыщенной и предельно насыщенной зон также не является постоянной. Так, на Усть-Балыкском месторождении она равна 3,9 и 7 м в скв. 520; 11,7 и 7,5 м в скв. 540. На Северо-Покурском месторождении вся залежь в пласте БВ8 представлена лишь переходной зоной. На Мегионе в пласте Б8 не отмечена зона предельного нефтенасыщения. В некоторых залежах Ватинского и Мегионского месторождений мощность недонасыщенной и предельно насыщенной зон равна 30 и 43,5 м соответственно. Таким образом, в залежах Среднеобской НГО зона предельного нефтенасыщения в одних залежах может отсутствовать, в других достигать 60 и более м. На Самотлорском месторождении величины недонасыщенной и предельно насыщенной зон равны соответственно 3040 и 100–103 м по различным пластам, нефтенасыщение достигает 8083 % [3]. Поэтому возможно получение воды или воды с нефтью даже из наиболее высокой в структурном отношении части ловушки.

Из изложенного выше достаточно наглядно видна нестабильность в характере нефтенасыщения в пределах единой залежи. Вероятно, поэтому возникло мнение о необоснованности выделения, в частности, переходной зоны [2]. Очевидно, что все эти факты должны интерпретироваться в пользу недостаточной роли гравитационного разделения жидкостей в залежи. Происхождение зональности нефтенасыщения продуктивных залежей в настоящее время неясно. Некоторые исследователи [4] считают, что зональное распределение нефтенасыщенности обусловлено физико-механическими свойствами пластовых жидкостей, коллекторскими и литолого-минералогическими свойствами продуктивных пластов. Так, образование переходной зоны определяется высотой капиллярного подъема и чем хуже коллектор, тем выше уровень капиллярного подъема жидкости. Возможно, что переходная зона возникла в результате действия капиллярных сил, а зоны недонасыщения и предельного насыщения формируются в процессе заполнения ловушки. С тем, что переходная зона есть результат действия капиллярных сил и коллекторских свойств продуктивных пластов, согласиться трудно, так как [2] определенной связи между величиной переходной зоны и коллекторскими свойствами не отмечается и геологические условия залегания нефти в недрах полностью исключают возможность капиллярного подъема воды в продуктивном пласте по периметру залежи.

Анализ результатов исследований не исключает возможности влияния коллекторских свойств на характер нефтенасыщения, но лишь в пределах каждой из зон, генетическая основа которых совсем другая. И, тем не менее, лабораторные данные свидетельствуют, что нефть реагирует на все изменения коллекторов: иногда она поступает в самые узкие места, оставляя пустыми казалось бы вполне хорошие песчаники.

Коллекторские свойства пластов по Среднеобской нефтеносной области оцениваются выше, чем для Волго-Уральской, однако их нефтенасыщенность ниже и мощность переходной зоны, вероятно, может быть принята в несколько метров [2]. Поэтому совершенно не случайно утверждение [3], что мощность зон, в том числе и переходной, зависит от условий формирования залежи нефти (и газа).

При отсутствии гравитационного разделения жидкостей в ловушке для объяснения зонального характера нефтенасыщения наиболее вероятным представляется преимущественно вертикальная миграция по трещинам и разломам, которые играют роль каналов для миграции и аккумуляции нефти и газа. Но, во-первых, перетoк флюидов по трещинам и разрывам происходит не по всей их протяженности, о чем свидетельствуют спорадически встречающиеся в зоне нарушений незначительные локализованные в пространстве скопления нефти. Последние не могут свидетельствовать о формировании крупных залежей за счет движения УВ по нарушениям. Во-вторых, не все сбросы могут быть проводящими (быстро “запечатываются”), и факт сохранения залежей в недрах сильно нарушенных складок-ловушек свидетельствует о преимущественно экранирующей роли нарушений. Например, воронкообразное (грушевидное) изменение мощности нефтенасыщенной части пласта между контуром нефтегазоносности и нарушением не указывает на вероятность подтока флюидов по нарушению. Автор работы [4] считает, что закономерной связи между пористостью, степенью песчанистости и размером контуров нефтеносности не существует.

Мозаичное изменение нефтенасыщенности продуктивного пласта по его площади и зональность в нефтенасыщении в вертикальной плоскости явления взаимосвязанные и имеют единую генетическую основу. Неравномерное плановое расположение зон повышенного нефтенасыщения предполагает существование локализованных в плане флюидоподводящих каналов или их систем, сгруппированных или разобщенных по площади залежи [5].

Следы локализованных флюидоподводящих каналов известны во многих НГО СССР: на Апшероне, в Дагестане, Фергане, Туркмении, Волго-Уральской области в виде асфальтовых жил, песчаных “некков” и карбонатно-кварцевых тел с прожилками битума. Мощность этих флюидоподводящих систем может быть различной: от сантиметров до десятков метров. В продуктивных пластах месторождений Западной Сибири в отдельных скважинах подсечены локализованные по площади литологические замещения коллекторов, изометричные по форме, которые можно интерпретировать как нефтеподводящие каналы (или их системы).

Не исключено, что подобные каналы имеют широкое распространение во всех нефтегазоносных районах и областях мира. В толще пород под влиянием восходящих флюидов в пересечениях разрывов различной пространственной ориентировки и вдоль них формируются каналы, по которым могут подниматься флюиды, в том числе нефть и газ. Они могут инъецироваться в коллекторы либо изливаться на поверхность.

Исследователями неоднократно указывалось на существование многостадийности в процессе образования залежи и соответственно в нефтенасыщении. Процесс многостадийности образования залежи подразумевает периодическое поступление в пласт (ловушку) отдельных порций нефти и газа, вследствие чего и возникает площадная и вертикальная зональность. Ограниченность числа поступлений нефти определяет появление или отсутствие зон недонасыщения и предельного насыщения. Степень насыщенности каждой зоны определяется также и величинами порций поступающей нефти. Кроме того, объем порций и их число ограничивают и размеры залежей. Плановое распределение флюидоподводящих систем по площади ловушки обусловливает локализацию нефтенасыщенных зон и их объемное морфологическое разнообразие. Количественным фактором можно объяснить, например, что на Сургутском или Нижневартовском и других сводах в Западной Сибири сформировалось большое количество залежей через определенное число подводящих каналов. Эти залежи не слились воедино и не образовали большого по площади месторождения типа Ромашкинского, где заняты нефтью даже межкупольные понижения, лишь потому, что для образования единой залежи поступило сравнительно мало нефти. Этим же объясняется значительно более высокая степень насыщенности коллекторов в Волго-Уральской области по сравнению с Западной Сибирью.

Площадная и вертикальная зональности в характере нефтенасыщения залежи и мощности отдельных зон определяются не литолого-минералогическими и коллекторскими свойствами продуктивного пласта, а процессом формирования залежи. Приведенный фактический материал и экспериментальные данные однозначно указывают на то, что образование залежи в пласте происходит в процессе стадийных, фазовых инъекций нефти и газа, которые совершаются по локализованным в плане флюидоподводящим каналам и системам. Плановое размещение флюидоподводящих систем определяет положение нефтенасыщенных зон по площади залежи. Количество поступивших нефти и газа обусловливает горизонтальную и вертикальную зональности по степени нефтенасыщенности продуктивного пласта, мощность и распространение отдельных зон в залежи.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Генезис нефти и газа. Материалы Всесоюзного совещания. М.: Недра.–1967.
  2. Мелик-Пашаев В.С. О так называемой переходной зоне при определении водонефтяного контакта // Геология нефти и газа.–1959.–№ 2.С. 45–49.
  3. Панченко Л.Т., Береснев Н.Ф. Характер нефтенасыщения коллекторов Среднеобской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа.–1980.–№ 6.С. 10–14.
  4. Снарский А.Н. Геологические основы физики нефтяного пласта. Киев: Гостехиздат.–1961.
  5. Фартуков М.М. Механизм формирования залежей УВ // БМОИП.–1984.– т. 59.№ 2.

Abstract

A certain gradation in the degree of the vertical oil saturation of producing formations, as suggested by many workers, result from structure of the reservoir, its reservoir properties and physico-chemical differences of formation fluids. However, the analysis of laboratory data and the actual data on individual pools allow the author to suggest that the degree of vertical and areal oil saturation may be determined by the number and magnitude of the oil portions which entered the formation by the localized vertical channels.