CC BY
149
УДК 553.98:658.155
С.В. Разманова, В.Н. Абрамов, Т.В. Антоновская
Трещинные породы-коллекторы как дополнительный источник дохода нефтегазодобывающих предприятий
Изучение трещинных коллекторов приобретает все большее значение для геологоэкономической оценки ресурсов и запасов нефти и газа в плотных низкопроницаемых коллекторах, поскольку позволяет расширить границы объемов и площади продуктивной части пласта, которые в свою очередь являются важными подсчетными параметрами геологических и извлекаемых запасов углеводородов (УВ) [1].
Для выделения нефтегазонасыщенных интервалов специалистами в первую очередь используются данные геофизических исследований скважин (ГИС), по результатам анализа которых рекомендуются участки для опробования как в процессе бурения, так и в колонне скважин. Если согласно геофизическим данным порода представлена низкопористым материалом, эксперты зачастую не принимают во внимание результаты макроописания керна даже при обнаружении в них следов нефти. Результаты петрофизических исследований керна, в соответствии с которыми промыслово-геофизические коэффициенты не показывают наличие коллектора, также принимаются во внимание с большой долей условности со ссылкой на точечный фактический материал, не всегда отражающий истинное положение дел в пласте. В результате недропользователь оценивает количество ресурсов и запасов нефти и газа в залежах месторождений, изначально занижая геологические ресурсы и запасы углеводородов в целом, включая в подсчетные параметры меньшие площади распространения продуктивных интервалов.
Микроисследования керна методом больших шлифов (изготовленных из цилиндров, исследованных петрофизическими методами) [2] с учетом данных физики пласта проведены на ряде площадей юго-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (рис. 1).
Ключевые слова:
трещинные породы-коллекторы, метод больших шлифов, чистый доход, чистый
дисконтированный
доход.
Keywords:
fractured reservoir rocks,
the method of large thin sections, actual value profit, net present value.
Рис. 1. Обзорная карта Тимано-Печорской провинции (ПКМ - Печоро-Кожвинский мегавал;
СПП - Среднепечорское поперечное поднятие)
№ 5 (16) / 2013
154
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Результаты работ подтвердили наличие значительной трещиноватости пород на глубинах, превышающих 3000 м, вблизи тектонических нарушений, связанных с Припечорским глубинным разломом, как в терригенных, так и в карбонатных породах. В автохтоне Вуктыла проанализирован среднефаменско-турнейский карбонатный комплекс пород, залегающий на глубине 4^6 км. На Югидской и Северо-Югид-ской площадях исследован среднедевонско -франский терригенный разрез, находящийся на глубине 3^3,5 км.
Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) находится в юго-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции северо-востока Европейской части России в пределах Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба и представляет собой автохтон-аллохтонную систему. Основные запасы конденсатного газа и нефти приурочены к аллохтону - верхней части разреза, надвинутой с востока в виде одноименной тектонической пластины, где продуктивны каменноугольно-пермские отложения. Автохтон представляет собой восточное продолжение Верхнепечорской впадины, сложенное ордовикско-верхнепермскими породами, верхнедевонско-пермский комплекс которых срезан надвигом в восточной части. Промышленно-продуктивными являются среднефамен-ско-турнейские отложения, содержащие залежи конденсатного газа, в том числе и с нефтяной оторочкой (рис. 2).
Нефтеносными являются также визейские терригенные отложения автохтона. В настоящий момент Вуктыльское НГКМ находится на завершающей стадии разработки, и для него актуально приращение запасов нефти и конденсатного газа, перспективы которого связаны с автохтоном (см. рис. 2).
Авторами настоящей статьи был выполнен расчет экономической эффективности Вуктыльского автохтона приростным методом, который основывался на включении в разработку потенциально продуктивного объекта, ранее не учтенного по данным ГИС, но охарактеризованного позднее по петрофизическим и микроисследованиям керна высокими показателями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Для увеличения отдачи пластов в трещинных коллекторах резервуара рекомендовались акустические методы воздействия [4]. Исследуемый объект располо-
жен в нижнекаменноугольных отложениях в кровле малевского горизонта нижнетурней-ского подъяруса.
Среднефаменские отложения под органогенной постройкой в районе скв. 212-Северный Вуктыл были отнесены по геофизическим данным в категорию бесперспективных и к опробованию не рекомендовались. Однако керн по результатам долблений 53 и 55 оказался нефтенасыщенным. В шлифах нефтенасыщение также подтверждается, кроме того выявлены открытые трещины (рис. 3).
Ранее при оценке ресурсов среднефамен-ских подсчетных объектов их площадь, согласно промыслово-геофизическим данным, была ограничена низкими значениями фильтрационно-емкостных параметров пород, вследствие чего она не была включена в перечень объектов, подлежащих опробованию. В результате площадь подсчетных объектов конденсатного газа оказалась заниженной.
По мнению авторов статьи, при проектировании геологоразведочных работ, подсчете запасов и оценке ресурсов УВ, а также при разработке их залежей для более точного определения ФЕС пород и выделения трещинных интервалов необходимо проводить микроисследования в больших шлифах, учитывая их высокую информативность.
Результатом интерпретации данных микроисследований является уточнение подсчетных параметров, используемых для оценки ресурсов и подсчета запасов УВ. Отметим, что трещины (в том числе и микротрещины) в породах, особенно вблизи тектонических нарушений и в перегибах слоев, являются не только путями перемещения пластовых флюидов, но и сами представляют интерес как вместилища для нефти и газа при условии существования экрана любого генезиса (литологического, стратиграфического, тектонического или комплексного). Трещиноватые породы содержат значительное количество вторичных пустот, которыми являются поры выщелачивания и растворения вдоль линий трещин, особенно на глубинах, превышающих 3 км, где наиболее активны постсе-диментационные процессы преобразования пород. Для подтверждения целесообразности дополнения петрофизических исследований керна микроисследованиями и включения спорных интервалов (имеются в виду интервалы, не выделяемые по данным промысловой геофизики как продуктивные в силу значительных глубин
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
155
Скв. Скв. Скв. Скв. Скв. Скв. Скв. Скв. Скв. Свсв. Скв.
221 50 52 39 59 41 51 38 40 216 212
ловушки органогенные постройки - д. 55
долбления керна
Рис. 2. Углеводородные залежи в неантиклинальных ловушках средне-верхнефаменских карбонатных отложений Вуктыльского автохтона Тимано-Печорской провинции [3]: D3fm2 - среднефаменский подъярус; D3zlj(1), D3zl2(2), D3zl2(3) - нижняя, средняя и верхняя пачки зеленецкого горизонта верхнего фамена; D3nm - нюмылгский горизонт;
C1gm - гумеровский горизонт (масштаб: верт. 1 : 4000; гориз. 1 : 200000)
и сильнонаклонной поверхности отражающих горизонтов в тектонически сложных районах) в поле подсчета запасов авторами приводится оценка экономической эффективности вовлечения в разработку одного из подсчетных объектов в кровле малевского горизонта на Вуктыльском НГКМ (рис. 4).
Месторождение находится на завершающей стадии разработки и характеризуется целым рядом технологических и экономических про-
блем. Технологические сложности связаны прежде всего с низким энергетическим потенциалом пласта (текущее средневзвешенное пластовое давление по объему порового пространства в контуре газоносности составляет 3,0 МПа) и, как следствие, осложненными условиями эксплуатации скважин: снижением рабочих дебитов и сокращением действующего фонда. Учет пластов (в целом таких подсчетных объектов по Вуктыльскому НГКМ насчитывается 63),
№ 5 (16) / 2013
156
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
а
б
Рис. 3. Открытые и нефтенасыщенные поры и трещины в среднефаменских карбонатных отложениях Вуктыльского автохтона в скв. 212-Северный Вуктыл: долбления 53 (а) и 55 (б)
Возраст пород Глубина, м Эффективная толщина, м 0 ПС’ МВ 150 огк мр/чю Дн, м O.IS-*2-2 0,55 0,15 КВ' М 0,55 ГЗ, Ом • м 1 5000 ПЗ, Ом • м 1 5000
Кизеловский 4300 1 5Н 1 Бувотой ^раствор го конден-1 сатом Г^з^ мин. вода
Черепетский - ! 1 Буровой ^раствор j
Упин- ский - (j
Малев- ский 4400 ■ Д. 27 \ JL
а
б
Рис. 4. Вуктыльское НГКМ: а - скв. 228; б - структура порового пространства коллектора из нефтенасыщенного интервала малевских отложений нижнего карбона (долбление 27)
продуктивность которых установлена по результатам микроисследований керна методом больших шлифов, для их последующего включения в разработку позволит получить дополнительные объемы товарной продукции, а следовательно, увеличить товарную выручку и чистый доход недропользователя.
При проведении расчетов сравнивались два технологических варианта - «с проектом» и «без проекта». Оценка экономической эффективности проводилась приростным методом: путем сопоставления денежных потоков (эко-
номических результатов) технологического варианта, предполагающего доразработку указанного объекта в интервалах скважин, рекомендованных на основании данных петрографических и петрофизических микроисследований (вариант «с проектом»), и технологического варианта, предусматривающего доразработку объекта в соответствии с действующим проектным документом (вариант «без проекта»).
Основные результаты расчетов экономической эффективности освоения интервалов скважин, рекомендованных к освоению, согласно
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
157
данным петрографических и петрофизических исследований, на одном из подсчетных объектов в кровле малевского горизонта на Вуктыльском НГКМ, представлены в таблице. Расчет осуществлялся в постоянных ценах на 01.01.2013 г. Налоговое окружение принято в соответствии с действующим законодательством на дату проведения расчетов.
Предварительные оценочные расчеты показали, что доразработка указанного объекта в интервалах скважин, рекомендованных на основании данных петрографических и петрофизических микроисследований, позволяет получить положительные значения чистого и чистого дисконтированного дохода в размере 2689,6 и 1365,5 млн руб. соответственно (при 12 %-ной ставке минимальной альтернативной доходности).
Результаты минералогических и микротектонических исследований методом больших шлифов как карбонатных (Вуктыльский автохтон), так и терригенных (Северо-Югидская, Югидская и Югид-Соплесская площади) осадочных отложений, находящихся на глубинах 3^5 км, позволили ответить на ряд сложных вопросов.
Были уточнены положение залежей УВ, ФЕС и трещиноватость коллекторов; рассчитаны коэффициенты объемной плотности трещин, трещинной пористости и трещинной проницаемости пород; были определены тип и класс коллекторов и литотипы пород. Результаты исследований были использованы для построения литолого-фациальных карт, что является необходимым этапом работ для воссоздания палеообстановок осадконакопления.
Основные показатели экономической эффективности мероприятий по микроисследованию керна методом больших шлифов на примере одного из подсчетных
объектов Вуктыльского НГКМ
Наименование показателей Результат сравнения вариантов «с проектом» и «без проекта»
Горизонт расчетов 2014-2024 гг.
Расчетный период, лет 11
Количество скважин, интервалы которых подвержены доразработке на основании данных петрографических и петрофизических микроисследований, шт. 10
Дополнительно добытые объемы промысловой продукции, в том числе:
• газ сепарации, млн м3 640,1
• нестабильный конденсат, тыс. т 183,5
Товарная продукция, в том числе:
• газ сухой (отбензиненный), млн м3 461,3
• сжиженный углеводородный газ, тыс. т 90,5
• стабильный конденсат, тыс. т 185,4
Выручка от реализации, млн руб., всего 4771,3
Эксплуатационные затраты, млн руб., всего, в том числе затраты: 1357,3
• на исследование шлифов 5,0
• капитальный ремонт скважин 200,0
• солянокислотную обработку скважин 3,0
• дополнительные переменные при добыче УВ 127,2
• дополнительные переменные на транспорт газа 21,4
• дополнительные переменные на транспорт конденсата 74,0
• дополнительные переменные на переработку газа 97,6
• дополнительные переменные на переработку конденсата 200,0
НДПИ* на газ 504,4
НДПИ на конденсат 124,6
Прибыль до налогообложения, млн руб. 3414,0
Чистая прибыль, млн руб. 2689,6
Чистый доход, млн руб. 2689,6
Чистый дисконтированный доход, млн руб. 1365,5
*НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых.
№ 5 (16) / 2013
158
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Микроисследования керна с больших глубин и в карбонатном, и в терригенном разрезах в тектонически сложнопостроенных районах позволяют расширить представления о составе и строении пород-коллекторов и плохопроницаемых отложений. Благодаря расчетным данным по трещиноватости пород можно уточнить их способность вмещать и отдавать пластовые флюиды, учитывая уже имеющиеся подсчетные параметры по углеводородным залежам [1]. Детальные сведения по минералогическому составу обломков и цементной массы и по их взаимному расположению позволяют рекомендовать химические реагенты для бурения определенных интервалов разреза и методы активизации продуктивных пластов. Часто именно цементная масса, включающая открытые поры и трещины на глубинах более 3 км (но фиксируемая по ряду геофизических методов как тонкодисперсный неколлектор преимущественно аргиллитового состава), представляет больший интерес для расчета ФЕС пород (рис. 5).
Так, например, на Югид-Соплесской и Северо-Югидской площадях (см. рис. 1) в преимущественно глинистом терригенном разрезе отложений тиманского горизонта раннеф-ранского возраста, характеризующемся низкими значениями пористости по промысловогеофизическим данным, в керне ощущается запах УВ. Макроописание керна показало, что породы сложены аргиллитами и сильноза-глинизированными песчаниками и алевролитами. Существовавшее до этого представление о том, что в районе исследований в разре-
а
зе тиманского горизонта нет коллекторов, оказалось ошибочным, так как в результате опробования в ряде скважин были получены притоки конденсатного газа. Микроисследования керна в больших шлифах показали, что породы, ранее определенные как аргиллиты, представляют собой сильно заглинизированные мелко- и среднезернистые алевролиты, в которых цементная масса, на 35 % состоящая из гидрослюды (иллита), составляет 45 % от площади шлифа. Из-за высокого содержания глинистой составляющей в цементе исследованных образцов этот интервал пласта, представленный алевролитами, на кривых гаммакаро-тажа отражается как глинистый.
Даже если известно, что толща сложена преимущественно аргиллитами, необходимо знать их минералогический состав, чтобы правильно прогнозировать наличие и качество коллекторов. Известно, что на глубинах более
2,5 км аргиллиты отдают воду, становясь плотными и хрупкими [5]. Поэтому, начиная с этой глубины, наблюдаются скачок в уплотнении песчаников и резкое ухудшение фильтрационных свойств пород [6]. На глубинах более 3 км аргиллиты становятся плотными и трещиноватыми и часто не выполняют роль коллекторов, а являются толщей рассеивания УВ из залежей в вышележащие низкопроницаемые отложения, как, например, на о. Сахалин, где аргиллиты, погруженные на глубины 2,5^4 км, являются наиболее перспективными в нефтегазоносном отношении трещинными коллекторами [5].
Об изменении минерального состава пород с глубиной можно судить по ряду факто-
б
Рис. 5. Открытые поры и трещины во вторичном цементе франских терригенных отложений Северо-Югидского месторождения: а - скв. 1 (долбление 2); б - скв. 4 (долбление 10)
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
159
ров, хорошо описанных в трудах российских и зарубежных исследователей [5-8]. Так, на одном из месторождений Югидской группы существовали благоприятные условия для развития процессов аутигенного минералообразования и вторичного преобразования глинистой составляющей пород: присутствие нефти в пластовых водах (что подтверждается наличием палеобитумов в межзерновом пространстве шлифов), их определенный химический состав, наличие высоких пластовых температур и давлений. Образовавшиеся при этом литологические и тектонические трещины в относительно однородных песчаниках и алевролитах подновлялись или залечивались, появлялись новые, взаимопересекающиеся микро- и макротрещинные системы с пустотами выщелачивания вдоль них. Как в терриген-ном, так и в карбонатном разрезах разногенетические пересекающиеся трещины являются хорошими проводниками пластовых флюидов, особенно вблизи разломов. В районе исследований находится Припечорский глубинный разлом.
Таким образом, как показали полученные авторами результаты микроисследований пород карбонатных и терригенных разрезов юго-восточной части Тимано-Печорской провинции, в глубокозалегающих горизонтах ведущая роль в формировании коллекторов отводится трещиноватости пород, благодаря которой образуются зоны их разуплотнения в песчаниках, известняках и доломитах различного генезиса. По мнению ряда исследователей, в том числе и российских, на глубинах, превышающих 4^6 км, первичный литологический состав (терригенный или карбонатный) и первичные физические свойства пород-коллекторов, значительно измененные в ходе ката- и метагенетических процессов, не столь важны [6, 7]: карбонаты преобразуются в мраморовидные образования, кварцевые песчаники - в кварциты, пустотное пространство которых представлено преимущественно трещинами. Трещинный тип коллекторов в глубокозалегающих горизонтах преобладает. Проанализированные в настоящей статье интервалы являются переходными между поровыми и кавернозными коллекторами малых глубин и трещинными - больших. С глубиной меняются физические свойства по-
род, и, следовательно, информативность различных геофизических параметров, а также возможность их использования для оценки ФЕС коллекторов, что и наблюдается в реальных разрезах Вуктыльского автохтона (карбонатном) и Югидской группы месторождений (терригенном). Важно знать, что если на глубине, превышающей 3 км, в тектонически сложном районе вблизи глубинных разломов промыслово-геофизические данные не показывают присутствие коллектора в пласте, необходимо руководствоваться результатами макро- и микроисследований керна, а также первичными скважинными данными, включающими характеристику шлама, в том числе термогазовую. Их использование позволит более точно рекомендовать интервалы опробования скважин, а также уточнить литологический состав пород, минералогическую характеристику обломочной части и цемента, что необходимо для выбора способа опробования, включающего количество перфорационных дыр, выбор химреагентов и состава бурового раствора.
Таким образом, микроисследования (микролитологические и микротектонические) керна в комплексе с петрофизическими методами на стадии разведки позволяют уточнить местоположение продуктивных интервалов по стволу скважин, увеличить площадь залежей УВ и в итоге увеличить количество ресурсов и запасов нефти и газа, в том числе геологических и извлекаемых. Основным результатом комплексного анализа данных микроисследования керна методом больших шлифов, петрофизических исследований и данных ГИС является обоснование мероприятий и управленческих решений со стороны недропользователя и государства по увеличению и освоению углеводородного потенциала изучаемых участков недр. Своевременное и сбалансированное вовлечение в разработку большего (в сравнении с традиционными петрофизическими исследованиями) числа продуктивных интервалов, несомненно, повысит эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений за счет дополнительной добычи УВ и, соответственно, отразится на увеличении реальных денежных потоков добывающих компаний, работающих в секторе upstream отечественного ТЭК.
№ 5 (16) / 2013
160
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Список литературы
1. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных
и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. - М.: ГКЗ СССР, 1984. - 64 с.
2. Гмид Л.П. Методическое руководство по литолого-петрографическому
и петрохимическому изучению осадочных пород-коллекторов / Л.П. Гмид,
Л.Г. Белоновская, Т Д. Шибина и др.; под ред. А.М. Жаркова. - СПб.: ВНИГРИ, 2009. - 160 с.
3. Вишератина Н.П. Неструктурные ловушки в фаменско-турнейских карбонатных отложениях Вуктыльского автохтона /
Н.П. Вишератина, Т.В. Антоновская // Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России: науч.-техн. сб. в 4 ч. - Ч. 1: Геология, геофизика и бурение. - Ухта: Севернипигаз, 2005. -С. 80-92.
4. Разманова С .В. Влияние петрографических и петрофизических исследований
на результаты оценки запасов и промышленную значимость газоконденсатных месторождений / С. В. Разманова,
В.Н. Абрамов, Т.В. Антоновская // Теория и практика оценки промышленной значимости запасов и ресурсов нефти и газа в современных условиях: сб. материалов науч.-техн. конфер. -СПб.: ВНИГРИ, 2011. - С. 221-227.
5. Брайан М. Основы геохимии / М. Брайан; пер. с англ. Т.М. Сущевской; под ред.
В.В. Щербина. - М.: Недра, 1971. - 312 с.
6. Коллекторы нефти и газа на больших глубинах / отв. ред. Б.К. Прошляков //
Тез. докл. Всесоюзн. семинара. - М.: МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1975. - 192 с.
7. Чепиков К.Р Постседиментационные преобразования пород-коллекторов /
К.Р. Чепиков, Е.П. Ермолова, Н.А. Орлова и др. - М.: Наука, 1972. - 90 с.
8. Кринари ГА. Образование и миграция природных наночастиц в нефтяных пластах /
Г. А. Кринари, М.Г. Храмченко. - Казань:
Изд-во Казанского государственного университета, 2008. - 285 с.
№ 5 (16) / 2013
