CC BY
108
Р.Г. Шайдуллин, Д.В. Гуськов
ОАО «Татнефть», Лениногорск
МОДЕЛЬ ТРЕЩИНООБРАЗОВАНИЯ В КАРБОНАТНОМ МАССИВЕ 302, 303 ЗАЛЕЖИ НЕФТИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
На месторождениях Татарстана доля извлечения запасов, отнесенных к трудноизвлекаемым с повышенной (10 - 30 мПа-с) и высокой (более 30 мПа-с) вязкостью пластовой нефти, а также маловязких нефтей в низкопроницаемых, глинистых терригенных и сложнопостроенных карбонатных коллекторах и запасов в водонефтяных зонах с активной подошвенной водой составляют не более 10 -12 %. К таким залежам нефти относится массивная залежь 302, 303 Ромашкинского месторождения. Для ввода в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо иметь более детальное представление о процессе формирования объекта разработки.
Изучению геологического строения и условий формирования 302, 303 залежей посвящено большое количество работ, по результатам которых можно составить картину образования карбонатного массива 302, 303 залежей.
Тектоническая структура осадочного чехла платформ определяется блоковыми движениями кристаллического фундамента, т.е. структура осадочного чехла связана с положением блоков фундамента и разломов, разделяющих их. Принципиальное строение областей динамического влияния блоков фундамента может быть рассмотрено на основе результатов палеотектонических реконструкций. В связи с этим, с целью проведения палеоструктурного анализа залегания серпуховских, башкирских и верейских отложений, а также установления времени и условий формирования Куакбашского вала, проведены палеотектони-ческие реконструкции на эйфельско-кыновском, саргаев-ско-семилукском, саргаевско-данково-лебедянском, сарга-евско-фаменском, саргаевско-турнейском, саргаевско-тульском, саргаевско-серпуховском, саргаевско-башкир-ском, саргаевско-верейском, саргаевско-ассельском этапах тектогенеза на основе анализа толщин осадков по данным более 500 глубоких скважин.
Толщина отдельных стратиграфических комплексов осадочных отложений, как правило, отражает сумму тектонических движений, происходивших на изучаемой территории, и поэтому используется для восстановления па-леотектонических обстановок. В течение большой части времени тектонической эволюции преобладали направления растяжения, при которых формировались микрорифты и микрограбены. Периоды погружения дна бассейна седиментации неизбежно должны сменяться периодами воздымания, однако на рассматриваемой территории размах отрицательных движений во много раз превосходил по масштабам положительные, о чем свидетельствуют увеличенные толщины осадков.
Были проанализированы палеотектонические реконструкции поверхностей кристаллического фундамента и девонской терригенной толщи на различных этапах текто-генеза и рассмотрены особенности палеотектонического развития Куакбашского вала. Проведенные исследования
показали, что Куакбашский вал является безкорневой структурой, сформировавшейся на месте древнего грабенооб-разного прогиба, заполненного терригенными осадками позднекыновского возраста и испытавшего положительные тектонические движения в Альпийский этап тектогенеза, которые привели в итоге к формированию вала инверсной природы, раздробленной на блоки различных размеров.
Палеоповерхности девонских терригенных отложений к концу серпуховского, башкирского и верейского времени развивались унаследовано (толщина разделяющих их отложений незначительна), по этой причине их палеотек-тоническое развитие рассматривается в виде единого сер-пуховско-верейского комплекса пород.
В целом, расположение Куакбашского вала контролируется разломами кристаллического фундамента: Алтуни-но-Шунакский, Южный, Граничный, а другие разломы, северо-восточного простирания являются сквозными. Следовательно, современная валообразная зона сформирована в результате восходящих блоковых движений фундамента и воздымания увеличенной толщи терригенных осадков, отложившихся в центральной части территории. Разлом-ные дислокации фундамента являются генетически первичными, структуроформирующими (Губайдуллин, 2002).
Рассматривая развитие Куакбашского вала, необходимо отметить то, что просматривается (в процессе осадко-накопления) тенденция более ускоренного прогибания его южной и центральной частей. Осадочные карбонатные образования увеличенной толщины, накопившиеся в центральной части изучаемой площади, оказались ядром Куакбашского вала. Мощная толща осадков в последующем практически снивелировала региональный наклон слоев. Вплоть до конца ассельского века крупной валообразной структуры, как таковой, не существовало (Рис. 1). В после-пермское время, в результате активизации тектонической деятельности фундамента (в неотектонический этап развития земной коры) происходит формирование Куакбашского вала в каменноугольных и Сокско-Шешминских дислокаций в пермских отложениях. Накопленная толща карбонатных отложений не могла не прореагировать на высокоактивные неотектонические движения. Даже незначительные положительные движения привели бы к образованию валообразной структуры, так как в южной части Ромашкинского месторождения неотектоническая активность была максимальной.
Таким образом, формирование вала началось во фран-ко-фаменское время, а окончательное формирование произошло в Альпийский этап тектогенеза в результате неотектонических движений кристаллического фундамента.
Залежи нефти 302, 303 приурочены к башкирским и серпуховским отложениям Куакбашского вала. Как известно, трудность извлечения нефти из карбонатных коллекторов обусловлена двумя обстоятельствами: низкими
I-научно-технический журнал
Георесурсы 4 (21)
фильтрационными свойствами матрицы породы и наличием густой сети трещин. По заключению лаборатории ТатНИПИнефть разломы кристаллического фундамента, являющиеся сквозными в осадочном чехле, делят залежи на 44 блока протяженностью 300 - 700 м, раздробленных в свою очередь на более мелкие, размеры которых варьируют от 6 см до 17 м. На изучаемых залежах горизонтальные трещины либо отсутствуют полностью, либо имеют малую степень раскрытости, т.к. они подвержены «горному» давлению. На раскрытость вертикальных трещин основное влияние оказывает движения блоков фундамента. Вертикальные трещины сопровождаются зонами кливажа, т.е. системой параллельных трещин, не совпадающих со слоистостью пород. Кливаж является результатом деформации горных пород под влиянием внешних тектонических воздействий (Снарский, 1961).
Продуктивные отложения 302, 303 залежей представлены высоконеоднородными карбонатными коллекторами, переслаивающимися с глинистыми карбонатами, гипсами и аргиллитами. Коллекторы имеют значительную расчлененность, от 2 до 5 пропластков. Следует отметить значительное расхождение значений емкостных и особенно фильтрационных параметров коллекторов от долей до десятков процентов. Нефтенасыщенные пропластки имеют различную толщину и в некоторых скважинах достигают 23 м. В таких скважинах башкирские и серпуховские отложения являются единым нефтенасыщенным массивом, в котором отсутствует глинистый раздел. Толщина раздела между 302 и 303 залежами, представленного пачкой глин и сильно глинистых известняков, варьирует от 1 м до 26 м и в среднем равна 6,1 м. Однако, она достаточно невыдер-жана по простиранию, характеризуется трещиноватостью и кавернозностью, что не обеспечивает надежного раздела между двумя резервуарами.
Такие залежи не поддаются делению и должны разрабатываться совместно. Высокая неоднородность нефтенасы-щенности пород, прерывистость, расчлененность пластов, широкое развитие густой сети вертикальных трещин с размерами от 15 мкм до 1080 мкм, наличие активной подошвенной воды, восполняющей пластовую энергию в процессе разработки, ускоренное обводнение скважин - вот основные причины низкой нефтеотдачи.
При попытке выявить закономерность обводнения скважин были пр°- Палеотекгоническая
анализированы данные по вертикально - вскрытой нефтенасы-
Рис.1. Палеотек тонические структурные поверхности.
щенной толщине, коэффициентам пористости, глинистости, типам растворов, применяемых при первичном вскрытии, виду вторичного вскрытия, расстояния до водонефтяного контакта, депрессии на пласт, длине горизонтальной части ствола и т.д. В результате зависимость от вышеперечисленных факторов не выявлена.
Рис. 2. Модель трещинообразования в антиклинальной складке.
В процессе исследования было выдвинуто предположение о влиянии тектонических движений блоков фундамента на раскрытость и на направление трещин 302, 303
залежей нефти. Согласно разным точкам зрения,
Рис. 3. Дизъюн-ктивныге нарушения пермских отложений и их аксонометрия.
можно дать различные определения трещин, но со строго геомеханической точки зрения трещина представляет собой поверхность, по которой произошло нарушение сплошности или потеря сцепления материала. Процессом, в результате которого происходит потеря сцепления данного материала (породы), является разрыв, следовательно, трещина представляет собой результат разрывного нарушения. В общем случае трещина, по которой отмечается относительное смещение пород, может классифицироваться как разлом или нарушение, в то время как трещина, по которой не наблюдается заметных смещений, может классифицироваться как просто трещина или макротрещина.
В более широком смысле трещина может быть определена как следствие нарушения сплошности пласта. В этом случае породы разбиты на блоки трещинами, разломами, разрывами и плоскостями сочленения, и непрерывность простирания отложений на-
Рис. 5. Карбо-натныгй массив до механического воздействия (слева) и после разгрузки механических напряжений (справа).
¿масс
Рис. 4. Разрез модели антиклинальной складки.
4 (21) 2006
научно-технический журнал
Георесурсы
масшгпаб^ызооо рис. 6. Вырезка структурной картыI кровли Башкирских отложений.
рушается, но какие-либо перемещения по поверхности разрыва отсутствуют (Голф-Рахт, 1986). Чем следует
считать трещину - разломом, нарушением, плоскостью сочленения или просто трещиной, это зависит от масштаба исследования. В наиболее общем случае то, что называется трещиной, может рассматриваться как плоскость сочленения. Трещины, образовавшиеся в результате действия напряжений и уменьшения сцепления между частицами породы, могут быть связаны с различными геологическими условиями, такими как: а) деформация пород в случае разгрузки тектонических напряжений; б) глубокая эрозия перекрывающих пород, которая вызывает неодинаковые напряжения по ослабленным плоскостям; в) сокращение объема породы в результате потери воды, содержащейся в глинистых сланцах или глинистых песчаниках; г) уменьшение объема при перекристализации или выщелачивании пород.
Образование трещин в массиве 302, 303 залежей в основном связано с пунктами а и г.
Проанализируем происхождение трещин и их взаимосвязь со структурно-тектоническими условиями.
Построим модель на предположении, что массив до разгрузки тектонических напряжений был однородный и целый. После вздымания центральной части произошло трещинообразование по концентрическим и радиальныем направлениям. При этом концентрические, в плане, совпадают с изогибсами на структурной карте (Рис. 2). Подобную геометрию трещин можно увидеть в разрезе антиклинальной структуры пермских отложений (Рис. 3). При этом раскрытость концентрических трещин значительно превышает раскрытость радиальных. Следовательно, основное влияние на течение жидкости в массиве оказывают концентрические трещины. Поэтому основным объектом нашего исследования являются концентрические трещины.
Определим раскрытость трещин при условии, что поверхность антиклинали описывается сферой, а порода разбита трещинами одинаковой раскрытости на равные блоки и какие-либо перемещения по поверхности складки отсутствуют. Основываясь на этом, можно провести расчет раскрытости трещин в любой точке массива (Рис. 4):
d_
AL
N„„
L -L
. an м
где с1тр - раскрытость трещин; АЬ - суммарная раскрытость трещин в антиклинальной складке; Ьт - длина поверхности кровли (подошвы) антиклинальной складки; ^масс - длина массива до дизъюнктивных нарушений; Мтр - количество макротрещин в массиве.
N «N = 'тр блок
где N^ - количество блоков в массиве; L^ - размер блоков; LMacc » Lnp при LW»A;
L
а = 180 - 2 • arctg —— , 2-А
где а - угол наклона крыльев антиклинальной складки;
л • (4 • А2 + Lj) • (180 - 2 • arctg -L'" L"= 720 -A
2 • A
Для подтверждения приведенной методики расчета провели опыт по разлому карбонатного массива (Рис. 5).
Выше описанную модель можно перенести на антиклинальную структуру карбонатного массива 302, 303 залежей (Рис. 6), для которого Ьпр = 1000 м, А = 9 м. Размер блоков определен по кривым восстановления давления снятых в первые 3 месяца эксплуатации скважин по методике Полларда. Средний размер блоков Ь6 = 0,19 м, что подтверждается креновым материалом горизонтальных скважин. Результаты расчетов: Ь = 1017,9 м, АЬ = 17,9 м, ё = 0,003, а = 2,10.
А ан 7 7 пр 7 7 тр 7 7
Сравнение горизонтальных скважин, вскрывших концентрические трещины вкрест и вдоль их простирания, сведены в таблицу. Из таблицы видно, что скважины, вскрывшие концентрические трещины поперек:
- имеют меньший безводный период;
- реагируют на водоизоляционные работы (ВИР) большим снижением процента обводнения, чем скважины вскрывшие вдоль трещин;
- реагируют на увеличение параметров интенсивным обводнением;
- поперек имеют высокое забойное давление, практически равное пластовому.
Комплексирование палеоструктурного, палеотектони-ческого анализов и исследование трещиноватости залежей позволили сформулировать следующие выводы:
- Существует связь между направленностью тектонических движений блоков фундамента и структурой дизъюнктивных дислокаций в карбонатном массиве.
- Расположение зон трещиноватости подчиняется только новейшему плану тектонических движений, они независимо секут древние структуры.
- Наибольшая плотность трещин приходится на зоны максимальных градиентов неотектонических движений, связанных с подвижками блоков фундамента, т.е., с быстрыми динамическими нагрузками, снижающими способность пород к пластическим деформациям.
В качестве рекомендаций для более эффективной выработки запасов можно предложить:
- учитывать тип структуры при выборе территорий для заложения новых скважин и зарезке вторых стволов;
Вид вскрытия трещин горизонтальными скважинами Количество горизонтальных скважин % обводнения в первый месяц эксплуатации Безводный период (мес.) Среднее время эксплуатации скважин до обводнения (мес.) Эффективность ВИР (снижение обводненияна, %) Продолжительность эффекта от ВИР (мес.) Количество горизонтальных скважин, обводнивпшхся после увеличения (^ж больше чем в 1,5 раза, (%) Ср. QHaK за 1 год эксплуатации, (т)
Вдоль трещины 21 6,8 12,2 26 30 10,4 30 2461
Поперек трещины 27 12,7 4,5 17 53 4 57,3 2197
научно-технический журнал
I еоресурсы 4 рр 2006
В.П. Морозов1, С.Н. Пикалев2, Э.А. Королев1, Г.А. Кринари1
'Казанский государственный университет, Казань 2ЗАО «ТАТЕХ», Альметьевск [email protected]
ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИЙ ФАКТОР ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НИЖНЕГО И СРЕДНЕГО КАРБОНА ЮГО-ВОСТОКА ТАТАРСТАНА
Нефтяные залежи на восточном борту Мелекесской впадины и на западном склоне Южно-Татарского свода имеют существенные отличия, которые объясняются разной динамикой потоков флюидов. Продуктивность промысловых объектов зависит поэтому не только от первично низкой пористости карбонатных пород-коллекторов, но и наложенных на них процессов растворения, кальцитизации и доломитизации.
Анализ плотности расположения месторождений нефти, выполненный сотрудниками ТГРУ ОАО «Татнефть» (Шаргородский и др., 2004), показывает, что размещение залежей нефти в значительной мере контролируется тектоническим фактором. Еще одним фактором, не только контролирующим локализацию нефтяных залежей, но и генерацию нефти следует считать палеотепловой режим Волго-Уральской антеклизы и сопредельных территорий. Он, по-видимому, является унаследованным, т.к. на определенную связь размещения месторождений нефти и современного температурного режима указывают экспериментальные данные по изучению теплового поля (Хрис-тофорова и др., 2004). Наличие определенной связи между интенсивностью тепловых потоков и формированием месторождений нефти учитывает флюидодинамическая модель нефтегазообразования Б.А. Соколова (1996).
На высокую роль тепломассопереноса в формировании залежей нефти указывают также гидрогеологические данные по изучению восходящих потоков флюидов в осадочной оболочке и земной коры в целом (Дюнин, Корзун, 2003), согласно которым флюидодинамический фактор наравне с тектоническим является определяющим в распределении залежей нефти, как по площади осадочного бассейна, так и по его вертикальному разрезу.
Предпринятый авторами сравнительный анализ лито-логического строения разрезов нижнего и среднего карбона (прежде всего, турнейского, визейского и башкирского ярусов, как наиболее изученных) в пределах восточного борта Мелекесской впадины (МВ) и Южно-Татарского свода (ЮТС) показывает их существенные различия. Они заключаются, прежде всего, не в литологическом облике пород, сформировавшихся при седиментогенезе-ли-тогенезе, тех или иных стратиграфических подразделений,
Окончание статьи Р.Г. Шайдуллина, Д.В. Гуськова ««Модель...»
- в процессе эксплуатации на скважинах в синклинальных областях создавать минимальные депрессии на пласт;
- разбитие территории залежей на положительные и отрицательные структуры, амплитуда которых превышает 5 - 10 метров, позволит обоснованно подбирать оптимальные значения депрессий и забойных давлений;
- учитывать приуроченность скважины к положительной или отрицательной структуре при составлении геолого-технических мероприятий.
Так как строение резервуара оказывает решающее влияние на скорость обводнения скважин, эффективность
а в характере и интенсивности вторичных наложенных процессов, определяющих коллекторские свойства карбонатных пород в указанном стратиграфическом диапазоне (Морозов и др., 2005; Морозов, Королев, 2006).
По результатам изучения кернового материала, анализа структурных карт и карт нефтенасыщенности, а также общих положений теории формирования месторождений нефти можно с достаточной долей уверенности предположить, что общие закономерности формирования залежей и критерии локализации карбонатных коллекторов с про-мышленно значимой нефтеносностью будут выполняться и для других месторождений Волго-Уральской антеклизы.
В соответствии с существующими представлениями (Юсупов, Веселов, 1973; Нефтегазоносность..., 1975) промысловые объекты:
- сосредоточены на определенных стратиграфических уровнях, что обусловлено наличием пород-покрышек и карбонатных пород с достаточно высокой вторичной пористостью, формирующих нефтеносные комплексы;
- имеют определенную пространственную локализацию в зависимости от тектонического положения нефтеносных площадей.
Нефтеносность пород по разрезу нижнего и среднего карбона распределена неравномерно. Промышленно значимые коллекторы в известняках рассматриваемого региона приурочены преимущественно к турнейскому и башкирскому ярусам, а нефтеносные вторичные доломиты -только к тульскому горизонту визейского яруса. В других стратиграфических подразделениях нижнего и среднего карбона промышленная нефтеносность карбонатных пород либо мала, либо не известна. Исключение составляют лишь карбонатные породы московского яруса, которые однако в настоящем сообщении не рассматриваются.
разработки карбонатного массива 302, 303 залежей можно повысить путем индивидуального подбора режима работы скважин, исходя из местоположения скважины на структурной карте.
Литература
Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра. 1986.
Губайдуллин A.A. Комплексный анализ результатов выполненных исследований по оценке трещиноватости коллекторов залежей. Бугульма, ТатНИПИнефть. 2002. 301-303.
Снарский А.Н. Геологические основы физики нефтяного пласта. Киев. Гос. изд-во техн. лит-ры УССР. 1961.
^научно-технический журнал
4 (21) 2006 I еоресурсы Я1ш
