CC BY
22ГЕОЛОГИЯ
A.B. Лобусев, декан факультета геологии и геофизики, заведующий кафедрой промысловой геологии нефти и газа, д.г.-м.н., профессор; И.П. Чоловский, д.г-м.н., профессор; M.A. Лобусев, к.т.н.; Ю.В. Бирюкова, м.н.с.; Ю.А. Вертиевец, аспирантка РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Промышленное освоение углеводородного потенциала баженов-ской свиты может дать стране дополнительные извлекаемые запасы, которые оцениваются в 20-30 млрд тонн. В условиях развитой нефтегазовой структуры Западной Сибири капитальные затраты на освоение баженовской свиты будут сведены до минимума, а осуществление этого регионального проекта даст результаты в масштабах страны. Решение проблемы эффективной разработки баженовской свиты в значительной степени зависит от геолого-промысловых и технологических подходов к нефтеизвлечению из низкопроницаемых пород.
Отложения баженовской свиты распространены в центральной части ЗападноСибирской низменности на площади более 1 млн км2. Они залегают на глубине 2500-3000 м, толщина колеблется в пределах от 10 м в окраинных частях до 44 м в наиболее погруженных частях фундамента плиты. Температура пласта по площади изменяется от 800С до 1340С. Емкостные свойства пород баженовской свиты изменяются от 2% до 16% и в среднем составляют 7-9%. Пустотное пространство пород баженовской свиты в зависимости от типа пород и пластовой температуры на 50-95% заполнено легкой нефтью. Проницаемость матрицы пород составляет п40-5-п40-8 мкм2, а проницаемость трещиноватых пород в зависимости от густоты и раскрытости трещин - п.10-5-п.2,5 мкм2. Строение пород баженовской свиты и их насыщение углеводородами можно увидеть и оценить на основании исследования шлифов, представленных на рис. 1. Видно, что значительную, сопоставимую с объемом пород, площадь занимает углеводородная составляющая «баженитов», определяющая их физико-геохимические свойства.
В настоящей статье рассмотрены вопросы геолого-промысловых оценок возможности широкомасштабного промышленного освоения углеводородного потенциала баженовской свиты. На специфику работы скважин, эксплуатирующих залежь баженовской свиты, существенно влияет их производительность. В данном случае с определенной долей условности можно выделить две группы скважин: высокодебитные, имеющие лучшую продуктивность, и малодебитные, с худшей продуктивностью.
К первой группе мы относим высокопродуктивные скважины. Одной из наиболее характерных особенностей этой группы скважин является то, что они, как правило, с нефтью дают некоторое количество попутной воды. Причем обычно обводненность продукции вначале бывает относительно повышенной - до 1,2-0,6%, затем снижается до 0,1-0,2%, а к самому концу цикла возрастает вновь до 0,6-0,9%. За счет высокой производительности скважин большая часть попутной воды,видимо, выносится из скважины.
Средний дебит скважин этой группы по циклам имеет явно выраженную тенденцию к снижению во времени. Наблюдается также общая тенденция того, что в начале каждого цикла дебит выше, чем в конце предыдущего, но затем начинает снижаться и опускается ниже значений дебита в предыдущем цикле.
Все это свидетельствует об ограниченности области питания из-за низких фильтрационных свойств коллекторов и небольшого запаса пластовой энергии.
Характер работы малодебитных скважин существенно отличается от описанного выше. Основной особенностью малодебитных скважин является то, что они в основном дают безводную нефть. Вода продукции этих скважин появляется периодически, причем с четко выраженной закономерностью. Обычно она появляется в последнем месяце цикла перед прекращением работы, хотя и сопровождается некоторым увеличением дебита скважины.
В одной из малодебитных скважин в январе-феврале 2007 г. безводный дебит по нефти снизился с 4,9 т/сут до 2,8
т/сут, но в последнем месяце III цикла перед остановкой появилась вода 2,1% и дебит вырос до 4,3 т/сут. В этой же скважине в январе-феврале II цикла (2005 г.) дебит снизился с 10,4 т/сут до 4,3 т/сут безводной нефти, а в марте, т.е. последнем месяце работы этого цикла, вырос до 6,9 т/сут.
Поскольку в малодебитных скважинах вода в их продукции появляется лишь периодически, а в высокодебитных присутствует постоянно, причем в небольшом количестве, можно утверждать, что в первом случае (малодебитные скважины) она накапливается в стволе, а во втором (высокодебитные скважины) выносится на поверхность. При анализе результатов специальных исследований мы выделили три группы скважин, с разным распределением плотности жидкости по стволу.
I ГРУППА
В I группу (рис. 2) вошли высокодебитные скважины, в которых выделяется 2 разных по плотности жидкости слоя. В нижней части ствола до глубины 12001600 м плотность обычно составляет около 0,6-0,7 г/см3, что обычно свойственно нефти с близким к пластовому газонасыщением. Выше имеется слой нефти, в которой плотность постепенно снижается из-за газирования до 0,30,4 г/см3 на глубине 200 м. В некоторых случаях в высокодебитных скважинах выделяется три слоя. Нижний слой с плотностью,близкой к плотности в пластовых условиях, выше слой с плотностью, близкой к стандартным условиям, и еще выше слой газированной нефти. Иногда слой газированной нефти не фиксируется. Иногда в призабойной зоне на глубине 2600-2400 м отмечается пониженная плотность жидкости, около 0,48 г/см3, что связанно с поступлением в скважину некоторого количества пластовой газовой фазы.
II ГРУППА
Во II группу (рис. 3) входят работающие малодебитные скважины с дебитами до 10 т/сут. В таких скважинах в стволе часто выделяются 3 слоя. В самом низу слой с плотностью,характерной для воды 0,9-1,2 г/см3, в средней части ствола - характерной для нефти выше давления насыщения 0,7-0,6 г/см3 и в верхней части ствола слой с постоянно
убывающей плотностью газированной нефти. Во многих скважинах имеется только 2 слоя - внизу с высокой плотностью, характерной для воды, а выше -с плотностью нефти выше давления насыщения.
III ГРУППА
В III группе (рис. 4) бездействующих или остановленных скважин в стволе обычно находится только нефть с плотностью выше давления насыщения или два слоя - внизу вода, а вверху нефть.
Что касается динамики дебитности скважин, то в малодебитных скважинах, как и в высокодебитных,происходит интенсивное снижение средней дебитности от цикла к циклу. Средний дебит скважин I и II групп по циклам имеет явно выраженную тенденцию к снижению во времени, что свидетельствует об ограниченности области
питания скважин, и также, видимо, связано с небольшими энергетическими возможностями системы, определяемыми разницей между начальным пластовым давлением и давлением насыщения (начала конденсации). Как следует из проведенного анализа пробной эксплуатации пласта Ю0 одного из месторождений Красноленинского свода, работа скважин на этом объекте существенно отличается от привычной работы скважин на других залежах. Поэтому и геолого-промысловая модель должна иметь существенные отличия от моделей привычных, хорошо известных залежей.
К основным специфическим особенностям, характеризующим залежь пласта Ю0, следует отнести следующее. • Чрезвычайно низкие коллекторские свойства продуктивных пластов. По имеющимся сведениям, их пористость составляет несколько процентов, а про-
ОЯОЛЩЯЫ
Рис. 2. Распределение плотности жидкости по стволу в высокодебитных скважинах
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ ГЕОЛОГИЯ \\ 23
ГЕОЛОГИЯ
рис. 3. распределение плотности жидкости по стволу в малодебитных скважинах
ницаемость - доли мД. Следовательно, в ней невозможна фильтрация жидкости. Учитывая постулат, что баженовские отложения являются нефтематерински-ми, генезис системы «флюид-порода» происходил синхронно. Таким образом, содержащиеся в листовато-слоистых глинисто-карбонатных породах флюиды несут на себе значительную литоста-тическую нагрузку, обуславливающую образование сверхгидростатического пластового давления. • Наличие сверхгидростатического пластового давления, на 35-40% превышающего нормальное гидростатическое. На наш взгляд, оно образовалось благодаря специфике литологического состава отложений баженовской свиты. Судя по имеющейся информации, они представляют собой толщу (20-30 м)
непроницаемых, тонкодисперсных глинистых пород с прослоями карбонати-зированных аргиллитов, с повышенным содержанием алевритового материала, толщиной 0,2-2,5 м. Эти прослои обладают трещиновато-кавернозно-поровым пустотным пространством и невысокой проницаемостью, т.е. являются коллекторами. Исключительно большую роль, по всей видимости, играет листоватость и слоистость пород. В комплексе эти типы пород, где преобладают непроницаемые глины, образуют подобие элизионной системы, газогидродина-мически изолированной от окружающей среды.
• Запасы УВ в баженовских отложениях рассредоточены в пустотном пространстве разного типа, первичного и вторичного происхождения. К первичному
рис. 4. распределение плотности жидкости по стволу в остановленных скважинах
относятся: поровое, листообразное (связанное со слоистостью пород) и частично коверновое пространство. Ко вторичному - трещинная и частично каверновая пустотность. Выработка запасов из таких своеобразных коллекторов - чрезвычайно сложная проблема, требующая детального и всестороннего рассмотрения и изучения. Можно предположить, что запасы в пустотном пространстве, связанном со слоистостью и листоватостью пород, будут вырабатываться в первую очередь за счет энергии горного давления вышележащих пород.
• Высокая температура пласта, превышающая 1100С.
• Относительно высокая газонасыщенность нефти - 180 м3/т.
Наиболее спорным и наименее изученным является вопрос о том, что собой представляет порода, обладающая коллекторскими свойствами, каков тип пустотного пространства, каковы значения его фильтрационно-емкостных свойств.
В настоящее время, учитывая невозможность фильтрации жидкости в поровой среде с весьма низкими фильтрационными свойствами,которыми обладают коллектора баженовских отложений, доминирует гипотеза о том, что их фильтрационные свойства связаны главным образом с трещиноватостью пород. На наш взгляд, наличие в баженовских отложениях протяженных трещин, т.е. вторичных разрывов сплошности пород, маловероятно. Ведь в этом случае был бы разрушен существующий здесь аналог элизионной системы со сверхгидростатическим пластовым давлением (АВПД).
Логичнее считать, что первичные фильтрационные свойства малопроницаемых прослоев пород-коллекторов здесь главным образом определяются газообразным состоянием содержащихся в них запасов УВ.
Эта наша гипотеза базируется на характере работы добывающих скважин в период их пробной эксплуатации, общепринятой версии о синхронном генезисе системы «пласт-флюид», наличии в пласте сверхгидростатического давления, высокой газонасыщенности и температуры и других факторов. По существу залежи УВ в баженовских отложениях следует рассматривать как аналоги газоконденсатных со всеми вы-
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 3 \\ март \ 2010
текающими отсюда последствиями. В точности при снижении в них пластового давления ниже «точки росы» будет происходить так называемая обратная конденсация, при которой углеводороды частично перейдут в жидкую фазу. В результате пройдет закупорка фильтрационных каналов и основная часть запасов будет потеряна.
таким образом, можно сделать следующие выводы.
• Углеводороды, содержащиеся в ба-женовских отложениях в пластовых условиях, находятся в газовой фазе и представляют собой аналоги газокон-денсатных залежей.
• Если в пластовых условиях УВ находятся в газообразном состоянии, вполне возможна их фильтрация в породе-коллекторе с низкими фильтрационными свойствами порядка долей мД.
• Наличие в продуктивном пласте небольшого количества реликтовой воды (около 0,2%) и поступление ее в скважину существенно влияет на процесс подъема жидкости по ее стволу на поверхность. При высоких дебитах обычно вся попутная вода выносится на
поверхность. При небольших дебитах (менее 10 т/сут) часть воды остается и накапливается в стволе скважины, блокируя приток в нее флюидов. Есть высокая вероятность, что залежи пласта Ю0 баженовской свиты близки по своему характеру к газоконденсат-ным, со всеми вытекающими отсюда последствиями. Основными коллекторами являются низкопроницаемые карбанитизированные аргиллиты с небольшой первичной пористостью и вторичной трещиноватостью, а также листоватые глинистые породы, расслаивающиеся в процессе генезиса, заполненные УВ, при повышении давления, перешедшие в газовую фазу. Область питания каждой скважины весьма ограничена из-за низких фильтрационных свойств коллекторов и высокой макронеоднородности. Расширение области дренирования можно обеспечить за счет широкого применения ГРП с максимальной длиной создаваемых трещин. Потребуется искусственное восполнение пластовой энергии с самого начала разработки залежей. Учитывая очень низкие фильтрационные свойства пласта и коалинитово-
монтмориллонитовый состав глинистой матрицы, закачка воды будет неэффективна и возможно вредна. В качестве энергоносителя целесообразно использовать попутный газ с реализацией принципа смешивающегося вытеснения. При этом попутный газ для достижения необходимых объемов можно использовать не только от разработки баженовских отложений, но и от всех пластов месторождений в целом. Ведь, как правило, газовый фактор достаточно высок и колеблется в среднем от 50 до 250 м3/т.
Литература:
1. Лобусев А.В., Лобусев М.А., Вертие-вец Ю.А., Постникова О.В., Шишкин Ю.Л. Физико-геохимические и лито-логические предпосылки нефтегазо-носности отложений баженовской свиты (на примере Красноленинско-го свода). // Территория Нефтегаз. 2009. №12.
2. Дорофеева Т.В., Краснов С.Т., Лебедев А.А. и др. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири. Л.: Недра, 1983.
