CC BY
23
УДК 553.98
РЕЗЕРВЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОИСКОВ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА НЕПСКОМ СВОДЕ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
Н.А.Буглов1, Л.В.Николаева2, В.А.Качин3, Е.Г.Васенёва4
Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены сведения о литологическом строении продуктивных горизонтов кембрия Непского свода, буровых растворов при их вскрытии, возможной интенсификации притоков нефти из пластов. Поставлен вопрос об изменении конструкции скважины. Библиогр. 4 назв.
Ключевые слова: литология; коллекторы; карбонаты; песчаники; эмульсии; буровые растворы; интенсификация; испытания.
RESERVES TO INCREASE THE EFFICIENCY OF HYDROCARBON DEPOSIT PROSPECTING ON NEPSKY ARCH IN THE EASTERN SIBERIA
N.A. Buglov, L.V. Nikolaeva, V.A. Kachin, E.G. Vaseneva
National Research Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The article provides information on the lithological composition of Cambrian productive horizons of Nepsky arch, drilling muds at their opening, and possible intensification of the oil inflow from beds. The article raises the question on changing the well design. 4 sources.
Key words: lithology; collectors (headers); carbonates; sandstones; emulsions; drilling muds; intensification; tests.
Все известные промышленные притоки нефти и газа на Непско-Ботуобинской нефтегазовой области (НГО) приурочены к определённым стратиграфическим уровням разрезов и локализованным зонам неф-тегазонакопления. Установлено, что крупные залежи углеводородов (УВ) размещены, главным образом, в терригенных отложениях венда и кембрия, а именно: верхнечонском горизонте (и его аналогах) и карбонатных породах ербогачонского, преображенского, усть-кутского и осинского горизонтов (и их аналогах). Деби-ты нефти и газа в скважинах обусловлены литологи-ческим сложением горизонтов, их структурно-порово-трещиноватой особенностью, условиями первичного (и вторичного) вскрытия пород, методами интенсификации притоков, конструкциями скважин и обустройством их забоев (способ заканчивания скважин). Рассмотрим эти вопросы более подробно.
Верхнечонский горизонт представлен песчаниками от мелкозернистых до крупнозернистых, массивными или слоистыми, на карбонатно-глинистом цементе, в разной степени засолоненных (вплоть до полной закупорки пор, каналов и трещин, иногда
представляющих собой примесь песчаного материала в массе соли), с линзами аргиллитов, в разной степени трещиноватых. Горизонт на юго-востоке Верхне-чонского месторождения разделен на два пласта глинистой перемычкой. Коллектор, главным образом, поровый. Основные сложности при поисках как самого песчаника, так и коллектора в нем обусловлены отсутствием лито-фациальных исследований. Это не позволяет оценивать развитие горизонта по площади, выявлять закономерности засолонения пород (в т.ч. по степени заполнения порового пространства солью) и прогнозировать технологию заканчивания скважин, вскрытие продуктивных пород, интенсификацию притоков, образование залежей УВ и др.
Преображенский горизонт залегает непосредственно на терригенных отложениях непской свиты. К северу от Верхнечонского месторождения в разрезе появляется ербогачонский горизонт (Ербогачонская и Могдинская площади), сложенный карбонатами, который предположительно имеет локальное развитие.
Возможность образования залежей УВ и получения их промышленных притоков из карбонатов рас-
1Буглов Николай Александрович, кандидат технических наук, заведующий кафедрой нефтегазового дела, тел.: (3952) 405090, e-mail: bna@istu.ru
Buglov Nikolay, Candidate of technical sciences, Head of the chair of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405090, e-mail: bna@istu.ru
2Николаева Людмила Васильевна, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405256, email: bureni@istu.irk.ru
Nikolaeva Lyudmila, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the chair of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405256, e-mail: bureni@istu.irk.ru
3Качин Виктор Афанасьевич, кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278, e-mail: bureni@istu.irk.ru
Kachin Victor, Candidate of Geological and Mineralogical sciences, Associate professor of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405278, e-mail: bureni@istu.irk.ru
4Васенёва Елена Георгиевна, старший преподаватель кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405256, e-mail: elenavaseneva@mail.ru
Vaseneva Elena, Senior lecturer of the chair of Oil and Gas Business, tel.: (3952) 405256, e-mail: elenavaseneva@mail.ru
смотрим на примере преображенского горизонта Верхнечонского месторождения, мощность которого по площади на исследованных объектах изменяется незначительно (от 15 до 20м). Его литологический состав по данным петрографического анализа представлен преимущественно органогенными доломитами и в меньшей степени хемогенными разностями, залегающими в основном в кровле и подошве и незначительно развитыми в средней части горизонта. Доломиты массивные, в большинстве своем перекристаллизованные с горизонтальными и наклонными трещинами и стилолитовыми швами. В подошве и кровле горизонта они с примесью глинисто-алевролитового материала, с тонкими прослоями глинистого доломита. Толщина заглинизированной части измеряется от 1,5 до 4 м. В кровельной части в виде тонких единичных слойков и линзочек отмечаются ангидрито-доломиты с содержанием ангидрита от 3035% до 82%. Большая часть горизонта на Верхнечон-ском месторождении сложена органогенными доломитами, толщина которых меняется от 3-5м до 11-14м. Представлены они различными видами микрофитоли-тов, онколитов и проблематичными органогенными остатками с типичной органогенной структурой, реже порфиробластовой (если порода сульфатизирована), иногда водорослевой, которой соответствует микроволнисто-слоистая текстура.
Хемогенные доломиты обладают афанитовой, микрозернистой и пойкилитовой структурами. Неравномерная их раскристаллизация создает пятнистую, неяснослоистую и смешанную текстуру, на которую влияет распределение терригенной примеси, состоящей из неправильных зерен кварца, полевых шпатов, слюды и глинистого вещества в цементирующей массе и в форменных образованиях. Размер зерен 0,030,04 мм, реже 0,05-0,1 мм, и единичные - 0,2-0,3м. Содержание терригенного материала колеблется от единичных знаков до 3-4%, редко 7-8%. Количество форменных образований (Ф.О.) в породе по шлифам варьируется от 3-5-10% до 70-80-85%. Это органогенные обломки, сгустки, комки, онколиты, оолиты и жел-вановидные образования размером от 0,02-0,04 мм до 1,5-2 мм, реже 3-3,5 мм. Иногда они представлены горизонтально-ориентированно, чаще неравномерно, образуя скопления различной формы. Межформенная масса (цемент) раскристаллизована с размером зерен 0,01-0,06 мм, редко 0,1-0,25 мм. Преобладающий тип цемента поровый, базальный, смешанный, реже кру-стификационно-поровый и соприкосновения.
Все доломиты Преображенского горизонта подверглись вторичным изменениям: перекристаллизации, выщелачиванию, сульфатизации, в меньшей мере кальтицизации и спорадическому засолонению. Участки породы с повышенной степенью перекристаллизации как Ф.О., так и цементирующей массы характеризуются большим размером и количеством открытых пород.
Размеры перекристаллизованных зерен в Ф.О. -0,05 мм, реже до 0,1 мм, в цементирующей массе -0,06-0,07 мм, редко 0,1-0,25 мм. Пустоты выщелачивания Ф.О. сохранили их форму и размеры, которые достигают 1 мм, редко 2-2,5 мм. В цементирующей
массе пустоты неправильной формы размером 0,020,1-0,25 мм. Часть пустот (тех и других) изолирована, часть соединена открытыми и залеченными минеральным и органическим веществом тонкими канальцами. Кальцитизация доломитов горизонта спорадическая. Засолонение горизонта развито слабо и является низким по степени как по разрезу, так и по площади - 0-1,5% до 3,6% и даже до 10%. Преобладает 0,2-1%. В породах присутствует не более 6-7% битума черного или темно-коричневого цвета, который полностью или частично заполняет пустоты, стилолито-вые швы, трещины, образуя каемки вокруг Ф.О. Трещины имеют различную ориентацию и ширину. Они могут быть прямыми, извилистыми, наклонными, горизонтальными, секущими, огибающими Ф.О. и заполненными минералами. Сечение их изменяется от 0,01мм до 0,1мм.
Коллекторские свойства горизонта определяются ингредиентным составом доломитов с Ф.О., структурно-текстурными особенностями и вторичными процессами изменения пород. Емкость пород образует пустоты в Ф.О. и основной массе. Относительно лучшие значения коллекторских свойств связаны с Ф.О. В разрезе они тяготеют к нижней и верхней частям тел с Ф.О. Более распространенные значения открытой пористости - 7-10% до 12-13% при проницаемости 0,2-0,7фм2. Тела доломитов с Ф.О. имеют толщину от 0,20,3 м до 5-7 м и даже до 14 м. Тела с Ф.О. авторы называют пропластком доломитов, содержащих органогенные ингредиенты более 35%. В целом суммарная толщина тел с Ф.О. колеблется по площади от 4 до 16 м. Установлено, что чем больше в породе Ф.О., тем выше пористость, и наоборот, чем выше концентрация Х.О. в породах, тем меньше ее пористость. Проницаемость зависит от содержания ингредиентов по более сложной зависимости. Границей, разделяющей коллектор - неколлектор, является 35% содержания Ф.О. в породе. При этом проницаемость должна быть более 0,8 фм2, пористость - более 7%.
Ф.О. могли возникать (и расти) в определенной палеогидрогеографической среде, что дает возможность при изучении литофациального сложения пород прогнозировать их площадное (и по разрезу) распространение.
Устькутский и осинский горизонты также содержат Ф.О. и Х.О. и, как и преображенский, подвержены тем же вторичным изменениям. Поэтому подход к их изучению, поискам в них залежей УВ и получению промышленных притоков нефти и газа аналогичен преображенскому горизонту [4].
Первичное вскрытие основных продуктивных пород при строительстве скважин в приведенной лито-фациальной обстановке в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) в центральной части Непского свода представляет собой серьезную проблему. Во всех горизонтах (верхнечонский, преображенский, устькутский, осинский) дефицит пластового давления составляет от 10 до 30%. Только ербога-чонский горизонт на одноименной площади характеризуется нормальным гидростатическим давлением. Строительство разведочных скважин на Непско-Ботуобинской НГО производится, как правило, на бу-
ровом растворе на водной основе плотностью 1,151,25 г/см3. Даже если применять самые «современные» его модификации, то он все равно создает репрессию на горизонты до половины пластового давления. Из приведенной выше характеристики карбонатных пород следует, что данные растворы неприемлемы сегодня для вскрытия рассматриваемых коллекторов.
Отсутствие притоков нефти также можно объяснить результатами некачественного проведения работ по заканчиванию скважин, а именно: кольматацией пород в прискважинной зоне пласта-коллектора твердой фазой бурового раствора; набуханием глинистых минералов, цементирующих пласт при контакте с фильтратом бурового раствора; образованием водо-нефтяных эмульсий и т.д. [1].
Известно, что все буровые растворы на водной основе в той или иной степени оказывают отрицательное влияние на проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта. Безусловно, применяемые в настоящее время биополимерные системы в значительной мере позволяют уменьшить гидратацию и набухание глин, входящих в продуктивный пласт, но не устраняют кольматацию пород твердой фазой и тем более не предотвращают взаимодействие водных фильтратов с флюидом в нефтесодержащих пластах с образованием эмульсий.
Исследованиями, проведенными лабораторией буровых растворов и крепления скважин ИрГТУ, было установлено, что нефти Восточно-Сибирских месторождений и Якутии обладают высокими эмульгирующими свойствами, поскольку содержат в своем составе значительное количество природных эмульгаторов - смол и асфальтенов и способны образовывать нефтяные эмульсии как с пресными, так и с минерализованными водами при различных соотношениях водной и нефтяной фаз. Выявлена также возможность образования нефтяных эмульсий с фильтратами различных буровых растворов: биополимерных, асбогелевых, полимерных и др. Среди исследованных нефтей наиболее активными оказались нефти Средне-Ботуобинского и Верхнечонского месторождений.
Результаты этих работ однозначно говорят о том, что вскрытие продуктивных пластов на Непско-Ботуобинской НГО растворами на водной основе может привести к образованию эмульсий в поровом пространстве и резко снизить проницаемость их пород или вообще привести к полной закупорке коллектора [1,2].
Для практического подтверждения выводов лабораторных исследований нами, совместно с ПГО «Ле-нанефтегазгеология», была разработана и опробована в одной из скважин, пробуренных на нефтяную оторочку Ботуобинского горизонта Средне-Ботуобинского месторождения, новая технология вскрытия и освоения нефтяного пласта с применением инвертного эмульсионного бурового раствора (ИЭР), направленная на предотвращение образования водонефтяной эмульсии в его призабойной зоне[3]. В результате был получен промышленный приток нефти и впервые отобраны кондиционные пробы для изучения ее свойства в пластовых условиях. Дебит нефти оказался значительно выше (192 м3/сут. на шайбе 16.08 мм), чем при испытании ряда других соседних скважин по стандартной технологии вскрытия, т.е. с использованием водного солевого раствора. В связи с аномально низким пластовым давлением (146 кг/см2 на глубине 1900 м), ее подъем был осуществлен естественным газлифтом. Дебит газа на указанном режиме составил 142 тыс. м3/сут. [2,3].
Представленные материалы очень важны для серьезного анализа оценки перспектив выявления промышленных скоплений нефти в пределах Восточной Сибири и Западной Якутии. Они позволяют критически пересмотреть ранее полученные фактические материалы результатов глубокого бурения на ряде площадей и поставить задачу по планомерному изучению нефтеносности на основе внедрения эффективных технологий заканчивания скважин.
Проблема предотвращения образования водо-нефтяных эмульсий в продуктивных пластах при их вскрытии приобретает особую важность в связи с освоением и эксплуатацией нефтегазоконденсатных месторождений в Иркутской области, таких как Верх-нечонское, Дулисьминское, Ярактинское и Даниловское, нефти которых содержат в своем составе значительное количество природных эмульгаторов.
Описанный выше разрез продуктивных горизонтов и гидродинамическая обстановка свидетельствуют о необходимости пересмотра конструкций и технологий заканчивания поисковых и разведочных скважин на Непско-Ботуобинской НГО.
По нашему мнению, повысить результативность геологоразведочных работ на углеводородное сырье в данных условиях можно за счет применения различных конструкций скважин для поискового и разведочного процессов, что позволит расширить спектр возможностей для интенсификации притока нефти из карбонатов, в т.ч. и за счет обязательного использования растворителей нефти и конденсата.
Библиографический список
1. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений в Якутской АССР: сборник научных работ. Якутск: Изд. АФСО АН, СССР, 1976.
2. Бакин В.Е. К вопросу о перспективах промышленной нефтеносности Якутской АССР. Бюллетень НТИ. Вопросы региональной и нефтяной геологии Якутии. Якутск, 1980.
3. Николаева Л.В., Циулин В.М. Эффективность применения инвертных растворов для вскрытия продуктивных пластов
на разведочных площадях Якутии // Совершенствование технологии бурения нефтяных и газовых скважин в Восточной Сибири и Якутии: сборник научных трудов. Новосибирск, 1982.
4. Качин В.А. Литофациальное районирование терригенного мотско-ушаковского комплекса пород Ангаро-Ленского междуречья // Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири. Иркутск, 1979.
