К оглавлению журнала

 

УДК 552.578.2.061.4

© С.О. Денк, 1992

КАРБОНАТНЫЕ ТРЕЩИННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ В ПЕРМСКОМ ПРИУРАЛЬЕ

С.О. ДЕНК (ПермьНИПИнефть)

Разведочное бурение в Пермском Приуралье отличается географически широким распространением: от севера области (Восточно-Соликамская, Северная, Долдинская площади) на юг (Енапаевская площадь) и к востоку вплоть до передовых складок Урала. Постоянные объекты испытания – нефтегазонасыщенные карбонатные отложения турнейского, фаменского и франского ярусов. Они представлены преимущественно плотными, крепкими, массивными известняками и доломитами. Пористость пород достигает 11 %, межзерновая проницаемость по результатам керновых исследований крайне мала и варьирует в пределах от 7·10-6 до 1,74·10-3 мкм2. Тем не менее, из этих объектов получают фонтанные притоки нефти и газа, а проницаемость призабойной зоны скважин согласно данным гидродинамических исследований достигает 0,18 мкм2, что объясняется существованием микро- и макротрещиноватости.

Микротрещиноватость развита повсеместно в виде как зияющих (в среднем на 0,05 мм в ширину), так и выполненных глиной, кальцитом, ангидритом и темным твердым битумом трещин, ориентированных преимущественно вертикально или под углом (до 75–80°) к напластованию.

Макротрещины распространены реже, но возможно вследствие того, что густо рассеченные трещинами разности пород легко раскалываются, поэтому вынос керна не превышает 10 %. В фаменских отложениях макротрещины зачастую переходят в зияющие каверны, образуя зоны поглощений бурового раствора. По результатам исследований наклономером НИД-1 в ряде случаев выявлено направление систем трещин, в частности, в турнейских отложениях Восточно-Соликамской площади на север и северо-восток, на Енапаевской на восток и северо-восток.

Испытание трещиноватых карбонатных пород в открытом стволе с помощью КИИ-146 постоянно характеризуется достаточно резким (на 1–5 МПа) снижением пластового давления после второго цикла приложения депрессии сравнительно с первым (табл. 1). Значительное ухудшение связи призабойной зоны пласта с удаленной зоной проявляется также уменьшением дебитов и фильтрационных параметров. Весьма показателен в этом отношении пример скв. 13 Маговской площади, где подверглись испытанию трещиноватые окско-серпуховские известняки, залегающие в интервале 1924–1976 м и насыщенные водой. В первом цикле испытания при депрессии 17,97 МПа дебит составил 25 м3/сут, гидропроводность –28,9*10-6м3/с·мПа, пластовое давление – 21,35 МПа. После второго цикла испытания при депрессии 17,89 МПа дебит снизился до 4,5 м3/сут, гидропроводность– 14,5*10-6м3/с·мПа, пластовое давление – 20,78 МПа.

Опробование объекта в колонне приносит аналогичные результаты. Вскоре после начала отбора из пласта нефти, воды и газа динамическое пластовое давление в зоне дренирования скважин резко уменьшается в ряде случаев на 9–14 МПа (табл. 2).

Наблюдаемые явления на практике объясняются линзовидным строением продуктивных пластов, однако это предположение маловероятно. В рассеченных микро- и макротрещинами породах существование линз, предполагающее гидродинамическую изоляцию, вообще трудно представимо, а при очень разреженной сетке разведочных скважин вскрытие каждой скважиной отдельной линзы в принципе невозможно или возможно лишь с очень малой долей вероятности. Далее, размеры линз должны быть чрезвычайно незначительными, чтобы отбор из них 0,2–0,5 м3 флюида КИИ-146 мог существенно понизить пластовое давление. Наконец, при испытании в открытом стволе зон поглощения бурового раствора (участков развития высокопроницаемого кавернозного коллектора) никаких описанных выше явлений не происходило. Так, в скв. 67 Енапаевской площади при испытании зон поглощения бурового раствора в фаменских отложениях (интервал 1862–1890 м), был получен обильный приток пластовой воды с дебитом 480 м3/сут при депрессии 2 МПа. За два цикла приложения депрессии связь ствола скважины с пластом осталась неизменно хорошей.

Таким образом, следует предположить, что в описанных карбонатных отложениях развиты коллекторы трещинного типа. В трещинных коллекторах [1,5] преобладающее большинство запасов нефти и (или) газа находится в слабопроницаемых пористых породах питающей зоны пласта, рассеченных трещинами на блоки; трещины же преимущественно играют роль единственных каналов фильтрации пластовых флюидов к стволам скважин. Приложение депрессии приводит к полному смыканию или уменьшению раскрытости трещин, что может полностью изолировать забой скважины от питающей зоны [1, 4]. Это проявляется, в частности, резким уменьшением дебитов и динамических пластовых давлений.

В пользу предположения о трещинном типе коллекторов свидетельствовала и близкая к нулю межзерновая проницаемость вмещающей трещины породы (матрицы). Гидродинамические исследования (методом снятия кривых восстановления давления) убедительно подтвердили широкое развитие трещинных коллекторов на разведочных площадях Пермского Приуралья. В радиусе 22– 122 м от стволов скважин прослеживаются системы микротрещин (табл. 3). Далее располагается питающая зона пласта, отличающаяся значительно более низкими коллекторскими свойствами, чем трещины.

Исследования скважин методом установившихся отборов показали, что раскрытость трещин в определенных условиях может измениться. Так, в скв. 162 Талицкого профиля до значения депрессии 8 МПа индикаторная диаграмма (рисунок) имеет практически прямолинейный вид, что соответствует нормальному функционированию микротрещин в роли каналов фильтрации нефти. В пределах значений депрессии 8–11,5 МПа диаграмма искривляется вплоть до параллельности оси давлений, т.е. трещины начинают смыкаться, вследствие чего дебит скважины не возрастает, несмотря на увеличение перепада давления.

Аналогично, в скв. 65 Северной площади, давшей приток газа из интервала 1820–1829 м (сильнотрещиноватые известняки), прямолинейность индикаторной диаграммы наблюдалась лишь до величины депрессии на пласт, равной 2,6 МПа. При дальнейшем возрастании перепада давлений произошел резкий “перелом” диаграммы (см. рисунок), и даже увеличение депрессии до 6,6 МПа не привело к повышению дебита газа. В этом случае также происходит смыкание микротрещин.

Общеизвестно, что на раскрытость микротрещин большое влияние оказывает кавернообразование в смежных глинистых (аргиллитовых) пропластках и пластическая деформация последних, что “разгружает” продуктивный интервал от горного давления, предотвращая смыкание трещин тангенциальными (кольцевыми) напряжениями [1,3]. Установлено [3], что радиус зоны “разгрузки” может достигать 10–30 м от ствола скважины, причем величина горного давления на глубине 2000 м теоретически способна уменьшиться на 17,8 МПа [1].

Огромное значение фактора “разгрузки” нашло подтверждение при изучении трещинных коллекторов Пермской области. В зависимости от расстояния по вертикали до выше- или нижележащих пропластков глин (аргиллитов) продуктивный объект проявляет себя трояко.

В первом случае, когда деформируемые пропластки непосредственно перекрывают или подстилают интервал испытания и влияние “разгрузки” наиболее действенно, микротрещины сохраняют свою природную раскрытость как при испытании на приток в открытом стволе, так и после отборов пластовых флюидов в процессе опробования в колонне. Микротрещины надежно связывают ствол скважины с питающей зоной пласта.

Во втором случае глинистые (аргиллитовые) пропластки удалены от кровли (подошвы) интервала испытания на 5–10 м. Эффект “разгрузки” выражен значительно меньше. В итоге микротрещины начинают смыкаться уже при приложении кратковременных депрессий от КИИ-146, что проявляется снижением пластового давления и гидропроводности от цикла к циклу испытания. Извлечение пластовых флюидов из систем трещин приводит к их активному смыканию, выражающемуся стремительным снижением динамического пластового давления в окрестностях забоя скважины и затуханием притока.

В третьем случае (“разгружающие” пропластки удалены на 15–25 м или вообще отсутствуют) микротрещины смыкаются у забоя непосредственно после обнажения коллектора стволом скважины. Притоки пластовых флюидов при этом практически отсутствуют, поскольку каналы фильтрации изолированы, а фактически непроницаемая матрица породы не в состоянии проводить нефть и (или) газ. В частности, скв. 121 Восточно-Соликамской площади вскрыла трещинный коллектор фаменских известняков в интервале 2196– 2204 м. “Разгружающие” пропластки глин или аргиллитов в разрезе отсутствовали. Простирающиеся в радиусе 39 м от забоя микротрещины, обладавшие проницаемостью 0,005 мкм2, сомкнулись при вызове притока из пласта. В результате из скв. 121 был получен приток нефти с дебитом 0,03 т/сут, при возбуждении которого пластовое давление снизилось практически до нуля.

Следует отметить, что наблюдаемые зависимости справедливы лишь для вертикально и субвертикально ориентированных трещин, наиболее подверженных смыкающему влиянию кольцевых напряжений. Горизонтальная и субгоризонтальная трещиноватость, не испытывающая или испытывающая в значительно меньшей степени деформации от горного давления, способна успешно сохранять свою раскрытость в отсутствии “разгрузки”. Это получило подтверждение в рифогенных известняках Маговской площади, где нет глинистых (аргиллитовых) пропластков, но преимущественно горизонтальные трещины обеспечивают значительные притоки нефти и газа.

ВЫВОДЫ

1. На этапе разведочного бурения по совокупности результатов геофизических, гидродинамических и керновых исследований трещинные карбонатные коллекторы выделяются без затруднений.

2. В турнейских, фаменских и франских нефтегазоносных отложениях Пермской области трещинные коллекторы распространены значительно шире, чем принято полагать. В связи с этим для выработки содержащихся в них запасов нефти и газа следует проектировать системы разработки и методы воздействия на пласт, наилучшим образом учитывающие трещинный тип коллекторов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта.– М.: Недра, 1970.
  2. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам.– М.: Недра, 1980.
  3. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов.– М.: Недра, 1984.
  4. Особенности технологии испытания объектов со сложно-построенными коллекторами испытателем пластов на трубах / К.Н. Доронкин, А.А. Губайдуллин, Н.Г. Абдуллин и др. // Нефтяное хозяйство.– 1989.– № 5.– С. 23–26.
  5. Ускоренное освоение ресурсов нефти и газа Прикаспийской впадины / В.Ф. Перепиличенко, А.Г. Потапов, О.Г. Бражников и др. // ОИ Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.– М.: Изд. ВНИИОЭНГ.– 1990.– С. 47–50.

ABSTRACT

Results of investigations of carboniferous fractured resevoirs with practically impermeable matrix are obsereved. Jointing development and orientaton as well as fractures state during testing of productive object inflow is discribed. Great influence of beds relaxation effect at vertical and subvertical microfratures opening is proved.

РЕЗУЛЬТАТЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВ. 65 СЕВЕРНОЙ ПЛОЩАДИ И СКВ 162 ТАЛИЦКОГО ПРОФИЛЯ

Таблица 1

Скважина

Площадь

Отложения

Интервал

испытания, м

Время притока, мин

Время восстановления, мин

Забойное давление, МПа

Конечное давление, МПа

103

Восточно-Соликамская

Фаменские

2105–2134

6 (54)*

24 (91)

6,1 (6)

19,85 (17,25)

106

2104–2127

6 (35)

3,5 (83)

3,8 (4)

19,8 (18,8)

113

2077–2095

1 (70)

20 (85)

6,4 (6,5)

20 (17,6)

435

Долдинская

Турне-фаменские

1564–1579

3 (60)

31 (76)

3,43 (3,4)

13,2 (9,05)

1

Юрчукская

Франские

2296–2358

2 (40)

25 (106)

11,5 (11)

22,2 (17,15)

65

Иньвинская

Фаменские

1815–1830

5 (20)

86 (59)

4,9 (5)

19,9 (18,3)

* Даны результаты 1-го цикла испытаний, в скобках – 2-го.

Таблица 2

Скважина

Площадь

Фильтр, м

Способ вскрытия

Дебит нефти,

т/сут

Извлечено нефти, м3

Снижение

пластового давления, МПа

103

Восточно-Соликамская

2090–2100

ПК-103

61

200

1,0

2100–2110

ПКС-80

370

1,8

106

2104–2127

ПК-103

1,5

35

13,1

111

2090–2108

ПК-103

16,6

83

13,7

112

2076–2104

ПКС-80

42

130

0,84

61

Северная

1938–1960

ПК-103

2,8

8,5

1,22

58

Енапаевская

1766–1777

ПК-103

2,5

37

9,05

Таблица 3

Скважина

Площадь

Фильтр, м

Радиус систем трещин, м

Фильтрационные параметры

трещинных систем

питающих зон

проницаемость, мкм2

гидропроводность, 10-6 м3/с*мПа

проницаемость, мкм2

гидропроводность,

10-6 м3/с*мПа

162

Талицкий профиль

1934–1956

22

0,0015

20

0,0004

3

1964–1968

58

Енапаевская

1766–1777

29

0,176

40

0,046

9,69

61

Северная

1938–1960

27

0,005

6,62

0,002

3,2

10

Маговская

2178–2196

90

0,086

320

0,031

225

50

Язьвинская

2020–2065

122

0,027

150

0,012

66