CC BY
15
Научная статья УДК 553.98
https://doi.org/10.24143/1812-9498-2023-2-56-61 EDN IKLZEI
Вертикальная трещиноватость как особенность геологического разреза левобережной части АГКМ, влияющая на обводнение эксплуатационных скважин
Роман Назифович Лутфуллин, Надежда Николаевна Гольчикова^
Астраханский государственный технический университет, Астрахань, Россия, gog@astu.org'3
Аннотация. Левобережная часть Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) представлена карбонатным коллектором сложного типа. Изучение геологического строения и свойств месторождения является основополагающим фактором его успешной эксплуатации. Приведены основные характеристики литоло-гического состава и фильтрационно-емкостные свойства карбонатного продуктивного коллектора С2Ь левобережной части АГКМ, описаны особенности их формирования. Одной из важных черт продуктивного карбонатного коллектора левобережной части АГКМ является анизотропия фильтрационно-емкостных свойств в разных направлениях. Особое внимание уделено описанию горизонтальной и вертикальной трещиноватости, описаны постседиментационные процессы. Предложен вероятный механизм формирования трещиноватости в областях высокого залегания продуктивной толщи. Отмечена проблема обводнения скважин, имеющая важное значение для разработки АГКМ. Исследовались различные факторы геолого-технического порядка (положение пробуренных забоев и интервалов перфорации / открытого ствола относительно положения газоводяного контакта). Закономерностей выявлено не было. На основе изучения промысловых данных выделены зоны вертикальной трещиноватости, которые обусловили обводнение скважин. Зоны обводнения возможно картировать по структурным параметрам башкирских отложений по наиболее высоким отметкам кровли. Предложена вероятная модель обводнения скважин левобережной части АГКМ, связанная с тектоническим фактором и постседиментационными процессами внешнего воздействия. Приведены фактические данные, в том числе диаграмма скважин с водогазовым фактором (ВГФ > 100 см3/м3) в зависимости от залегания кровли С2Ь, которые наглядно подтверждают преобладание трещинно-порового коллектора со значительной со-общаемостью в описанных зонах.
Ключевые слова: карбонатный коллектор, вертикальная трещиноватость, обводнение скважин, левобережная часть АГКМ, постседиментационные преобразования, проницаемость
Для цитирования: Лутфуллин Р. Н., Гольчикова Н. Н. Вертикальная трещиноватость как особенность геологического разреза левобережной части АГКМ, влияющая на обводнение эксплуатационных скважин // Нефтегазовые технологии и экологическая безопасность. 2023. № 2. С. 56-61. https://doi.org/10.24143/1812-9498-2023-2-56-61. EDN IKLZEI.
Original article
Vertical fracture affecting production well flooding as feature of geological section of left-bank part of Astrakhan gas condensate field
Roman N. Lutfullin, Nadezhda N. GolchikovaM
Astrakhan State Technical University, Astrakhan, Russia, gog@astu.orgH
Abstract. The left-bank part of the Astrakhan gas condensate field (AGCF) is represented by a carbonate reservoir of a complex type. The study of the geological structure and properties of the deposit is a fundamental factor for its successful operation. There are presented the main characteristics of the lithological composition and filtration-capacitance properties of the carbonate productive reservoir C2b of the left-bank part of the AGCF, described the specific features of their formation. One of the important features of the productive carbonate reservoir of the left-bank part of the AGCF is the anisotropy of filtration-capacitance properties in different directions. Special attention was
© Лутфуллин Р. Н., Гольчикова Н. Н., 2023
paid to the description of horizontal and vertical fracturing, and post-sedimentation processes. There is proposed a probable mechanism of fracturing in areas of high occurrence of productive strata. The problem of well flooding is of great importance for the development of AGCF. Different factors of geological and technical order were investigated (the position of drilled faces and perforation intervals/open barrel relative to the position of the gas-water contact). No regularities were revealed. Based on the study of field data, zones of vertical fracturing have been identified, which caused the flooding of wells. It is possible to map watering zones according to the structural parameters of Bashkir deposits at the highest roof marks. There has been suggested a probable model of well flooding in the left-bank part of the AGCF associated with the tectonic factor and post-sedimentation processes of external influence. The actual data are presented, including a diagram of wells with a water-gas factor WGF > 100 cm3/m3 depending on the occurrence of the roof C2b, which clearly confirm the predominance of a crack-pore collector with significant communication in the described zones.
Keywords: carbonate reservoir, vertical fracture, well flooding, left-bank part of AGCF, post-sedimentation transformations, permeability
For citation: Lutfullin R. N., Golchikova N. N. Vertical fracture affecting production well flooding as feature of geological section of left-bank part of Astrakhan gas condensate field. Oil and gas technologies and environmental safety. 2023;2:56-61. (In Russ.) https://doi.org/10.24143/1812-9498-2023-2-56-61. EDN IKLZEI.
Введение
Исследование сложных типов коллекторов, широко развитых в карбонатных толщах, должно учитывать важные факторы, присущие порово-трещинному коллектору, а именно: зоны распространения трещиноватости; раскрытость естественных трещин; относительную емкость трещин; соотношение фильтрационных характеристик матрицы горных пород и вертикальных трещин, а также изменение коэффициентов продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений.
Проблемой изучения трещиноватости при разработке нефтегазовых месторождений занимались многие исследователи, которые обосновали геологическое строение, структурные особенности и фильтрацию флюида в условиях порово-трещинного и трещинно-порового коллектора. Среди них отметим Е. М. Смехова, К. И. Багринцеву, Г. Е. Белозеро-ву, В. Н. Киркинскую, А. Н. Дмитриевского, Г. Арчи, Т. Сандер, Г. В. Чилингара, Т. Голф-Рахта и др.
Материалы исследования
Емкостное пространство карбонатных пород левобережной части Астраханского газоконден-сатного месторождения (АГКМ) представлено порами, трещинами и кавернами. Трещинная и ка-верновая емкости имеют подчиненное значение. Основную долю в продуктивном разрезе составляет поровый (гранулярный) тип коллектора. Согласно данным анализа керна и исследований скважин установлены относительно невысокие фильтрационные свойства матрицы карбонатных пород. Средневзвешенная по эффективной газонасыщенной толщине пористость на АГКМ изменяется от 3,0-6,0 до 14 % и выше. Около 80 % разреза представлено коллекторами средней емкости -с пористостью от 8 до 12 %. Однако наличие достаточно высоких дебитов эксплуатационных скважин при сравнительно низкопористом разрезе
и разница в средних значениях проницаемости, определенная по керну и газодинамическим исследованиям, свидетельствует о существенной роли трещиноватости в обеспечении проницаемости разреза [1].
По минералогическому составу продуктивная толща левобережной части АГКМ сложена в основном чистыми известняками. В составе пород: кальцит (96-98 %), доломит (1-4 %), нерастворимый остаток (0,2-0,8 %), ангидрит (менее 0,1 %), кварц (до 2 %). Значения открытой пористости карбонатных пород изменяется от 3-6 до 15-18 %, составляя в среднем около 10,5 %. Значения абсолютной проницаемости пород от 0,2 до 3,7 х 10-3 мкм2 Трещиноватость в продуктивном разрезе, установленная по керну, характеризуется по типу трещин: седиментационные - горизонтальные (субгоризонтальные), тектонические - вертикальные и диагональные [1].
Горизонтальные трещины обусловливают развитие плитчатости. Вертикальные и диагональные трещины представлены межблоковыми протяженными микротрещинами. Значение густоты тектонических трещин колеблется от 20 до 48,1/м. Емкость трещинного пространства невелика, согласно данным измерений в шлифах и пропитанных люминофором образцах составляет 0,2-0,3 %, проницаемость - от 0,5-10 до 100 мД. Однако с учетом вторичных пустот емкость трещин участками возрастает до 0,8-1,4 %. В карбонатном разрезе в зонах наложенной цементации кальцитом наблюдаются залеченные им трещины шириной от 20-30 до 0,2-0,5 мкм, реже 1-1,5 мм [1, 2].
Сложная морфология кровли продуктивных отложений, их значительная литофациальная изменчивость обусловливают изменение толщин с локальными минимумами и максимумами и резкой неоднородностью коллекторских свойств.
Фильтрационно-емкостные свойства пород АГКМ формировались под влиянием процессов постсе-
в
G
в
ста p
— g p
>
3 диментационных преобразований органогенных
§ осадков (эпигенетической перекристаллизации
§■ и вторичной минерализации). Вследствие этого
^ в одних зонах резко ухудшились фильтрационные
§ свойства пород, а в некоторых зонах шли процессы
и
£ восстановления высоких емкостных свойств пород, | чему способствовали процессы разуплотнения, ® растворения вещества матрицы. 1§ Одной из серьезных проблем разработки АГКМ § является наличие в добываемом газе попутной во-§ ды. При этом под термином «обводнение» понима-о ется появление пластовой воды в скважинной про-§ дукции. На протяжении разработки АГКМ процессы обводнения скважин изучались и исследовали лись, предлагались модели обводнения. На осно-^ вании фактического материала по динамике и ха-о рактеру обводнения продукции скважин специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» рассматривалась | модель обводнения залежи [3-5] с учетом прояв-& ления цикличности в поведении геосреды, взаимосвязи между глубинным геологическим строением, § сейсмотектоникой и современными движениями | земной коры и количественным выражением реги-& стрируемых параметров работы скважин (пласто-о вое давление, водогазовый фактор (ВГФ), дебит § и т. д.). Производилась оценка учета виброгеоди-| намики при моделировании процесса обводнения | продукции скважин. Однако эта модель не получи-| ла полного одобрения.
£ Специалисты, занимающиеся разработкой | АГКМ, исследовали различные причины обводне-ю ния в зависимости от положения их пробуренных о забоев и интервалов перфорации / открытого ство-| ла относительно положения газоводяного контакта £ (ГВК) (в среднем принимается на отметке 4 070 м), | различные факторы геолого-технического порядка. | Продолжительность периода «безводной» эксплуа-д тации скважин не зависит от положения их пробудь ренных забоев и интервалов перфорации / откры-| того ствола относительно положения ГВК [6]. Об-§ водненность эксплуатационных скважин объясняла лась литологическими и петрофизическими харак-& теристиками коллекторов, а также наличием зон щ вертикальной трещиноватости, которые не поддана ются картированию. То есть зоны обводнения нега возможно соотнести со структурными параметра-я ми башкирских отложений, хотя и отмечалось, что Й пластовая вода внедряется избирательно по ло-^ кальным зонам повышенной проводимости. Ло-д кальные зоны обводнения продукции развиты и в пределах блоков, и их распределение прогнози-§ рованию не поддается. Проводимость этих зон из-•е меняется в широких пределах. В пределах блока ¿Л прогнозировать закономерности обводнения скважин не представляется возможным, т. к. это практически случайный процесс.
В статьях [7-9] на основе корреляционной зависимости ВГФ от структурной поверхности продуктивного пласта С2Ь, истории обводнения скважин в процессе разработки, данных по исследованиям керна были выделены зоны вертикальной трещиноватости левобережной части АГКМ. Зоны обводнения возможно соотнести со структурными параметрами башкирских отложений. Локальные зоны обводнения продукции развиты на участках высоких отметок вскрытия продуктивного горизонта в интервале глубин от -3 718 до -3 850 м, что возможно объяснить преобладанием в этих зонах вертикальной трещиноватости. Пластовая вода внедряется избирательно по локальным зонам повышенной проводимости.
Возможная модель обводнения скважин: тре-щиноватость может быть обусловлена тектоническим фактором и относиться к постседиментаци-онным процессам внешнего воздействия [10]. На рис. 1 представлен один из возможных вариантов образования трещиноватости карбонатных пород в зоне высокого залегания структурной поверхности продуктивного пласта С2Ь. В процессе деформационных движений, связанных с глубинными процессами Земли, кровельные и подошвенные участки продуктивной толщи испытывают различные напряжения: в зоне растяжения (кровельной части) образуются системы трещин различной раскрытости, особенно в середине блока. Подошвенная зона находится под воздействием сил сжатия и в результате этого уплотняется. При этом вертикальная трещиноватость обеспечивает сообщаемость с подошвенными водами.
В пользу этого варианта можно привести следующие факты:
- согласно анализу данных на рис. 2 скважины с обводнением (ВГФ > 100 см 3/м3) составляют в зонах с высоким залеганием кровли С2Ь - 48 %, в зонах со средним залеганием кровли С2Ь - 6 %, в зонах с низким залеганием кровли С2Ь - 14 %;
- в зоне с высоким залеганием кровли С2Ь скважины до начала обводнения работают долгое время с хорошими дебитами;
- процесс обводнения ряда скважин с высоким залеганием кровли С2Ь идет очень быстро и не поддается регулированию притока подошвенных вод с помощью ограничения по дебиту или периодической остановки скважин в отличие от скважин с низким или средним залеганием кровли С2Ь;
- в зоне с высоким залеганием кровли С2Ь скважины в верхней части разреза имеют пористость до 17 %, в нижней части разреза пористость до 8-10 % и разрез более плотный (меньше эффективных толщин).
o
Рис. 1. Образование трещиноватости карбонатных пород в зоне высокого залегания структурной поверхности продуктивного пласта С2Ь
Fig. 1. Fracturing carbonate rocks in the zone of high occurrence of the structural surface of the productive formation C2b
t o
Рис. 2. Анализ данных скважин с ВГФ > 100 см3/м3 в зависимости от залегания кровли С2Ь
Fig. 2. Analysis of data from wells with WGF > 100 cm3/m3 depending on the occurrence of the roof C2b
g
2
<
>я о я
Заключение
Таким образом, прогрессирующее обводнение скважин в зоне высокого залегания структурной поверхности продуктивного пласта С2Ь при соизмеримом с соседними скважинами отборе газа
(накопленной добычи) и большем расстоянии до ГВК возможно из-за преобладания трещинно-порового коллектора (развиты микротрещины преобладающей вертикальной ориентировки со значительной сообщаемостью).
Список источников
1. Дополнение к технологическому проекту разработки АГКМ: отчет ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2021. 966 с.
2. Астраханский карбонатный массив: строение и нефтегазоносность: моногр. / под ред. Ю. А. Воложа, В. С. Парасына. М.: Научный мир, 2008. 221 с.
3. Авторское сопровождение разработки АГКМ и подготовка рекомендаций по его дальнейшему освоению. Этап № 5.3. Анализ динамики продуктивности скважин АГКМ после простоев. Разработка рекомендаций по сокращению сроков и повышению добывных возможностей при проведении капитального ремонта скважин. Типы и динамика обводнения продукции скважин: отчет о НИР ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2010. 407 с.
4. Чельцов В. Н., Микляев М. И., Чельцова Т. В. Модель обводнения залежи и продукции скважин в карбонатных низкопроницаемых коллекторах // Геология нефти и газа. 2009. № 3. С. 37-64.
5. Чельцов В. Н., Чельцова Т. В. Особенности динамики обводнения продукции скважин в карбонатных низкопроницаемых коллекторах // Геология нефти и газа. 2009. № 5. С. 3.
6. Авторское сопровождение (надзор) разработки АГКМ и подготовка рекомендаций по его дальнейшему освоению на 2020-2022 гг.: отчет ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2020. 350 с.
7. Лутфуллин Р. Н. Особенности обводнения скважин на левобережной части АГКМ // Нефть и газ: материалы 75-й Междунар. молодеж. науч. конф. (Москва, 26-30 апреля 2021 г.). М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина, 2021. С. 233-240.
8. Лутфуллин Р. Н. Обводнение эксплуатационных скважин левобережной части АГКМ в зависимости от геологического строения продуктивной толщи // Материалы 65-й Междунар. науч. конф. Астрахан. гос. техн. ун-та (Астрахань, 26-30 апреля 2021 г.). Астрахань: Изд-во АГТУ, 2021. С. 340-343. 1 CD-диск. URL: http://www.astu.org/Content/Page/5833 (дата обращения: 01.03.2023). № гос. регистрации 0322103196.
9. Лутфуллин Р. Н., Гольчикова Н. Н. Особенности геологического разреза АГКМ, влияющие на потенциал эксплуатационных скважин // Материалы 66-й Между-нар. науч. конф. Астрахан. гос. техн. ун-та (Астрахань, 25-29 апреля 2022 г.). Астрахань: Изд-во АГТУ, 2022. С. 98-101. 1 CD-диск. URL: http://www.astu.org/Content/ Page/5833 (дата обращения: 01.03.2023). № гос. регистрации 0322203804.
10. Борисенко З. Г. Новая теория и практика пространственного размещения залежей нефти и газа в трещинных коллекторах. Пятигорск: Изд-во ПГЛУ, 2010. 168 с.
References
я я
ч ч
¡у
-е-
¡у
1. Dopolnenie k tekhnologicheskomu proektu razrabot-ki Astrakhanskogo GKM: otchet OOO «Gazprom VNIIGAZ» [Addition to technological project for development of Astrakhan gas condensate field: report by Gazprom VNIIGAZ, LLC]. 2021. 966 p.
2. Astrakhanskii karbonatnyi massiv: stroenie i nefte-gazonosnost': monografiia [Astrakhan carbonate massif: structure and oil and gas potential: monograph]. Pod redaktsiei Iu. A. Volozha, V. S. Parasyna. Moscow, Nauch-nyi mir Publ., 2008. 221 p.
3. Avtorskoe soprovozhdenie razrabotki AGKM i pod-gotovka rekomendatsii po ego dal'neishemu osvoeniiu. Etap № 5.3. Analiz dinamikiproduktivnosti skvazhin AGKM posle prostoev. Razrabotka rekomendatsii po sokrashcheniiu sro-kov i povysheniiu dobyvnykh vozmozhnostei pri provedenii kapital'nogo remonta skvazhin. Tipy i dinamika obvodneniia produktsii skvazhin: otchet o NIR OOO «Gazprom VNIIGAZ» [Author's support for development of AGCF and preparation of recommendations for its further development. Stage number 5.3. Analysis of well productivity dynamics in AGCF after downtime. Development of recommendations to reduce the time and increase production opportunities during workover operations (decipher). Types and dynamics of well production watering: a report on R&D by Gazprom VNIIGAZ, LLC]. 2010. 407 p.
4. Chel'tsov V. N., Mikliaev M. I., Chel'tsova T. V. Model' obvodneniia zalezhi i produktsii skvazhin v kar-
bonatnykh nizkopronitsaemykh kollektorakh [Model of reservoir watering and well production in carbonate low-permeability reservoirs]. Geologiia nefti i gaza, 2009, no. 3, pp. 37-64.
5. Chel'tsov V. N., Chel'tsova T. V. Osobennosti dina-miki obvodneniia produktsii skvazhin v karbonatnykh niz-kopronitsaemykh kollektorakh [Features of dynamics of watering of well production in carbonate low-permeability reservoirs]. Geologiia nefti i gaza, 2009, no. 5, p. 3.
6. Avtorskoe soprovozhdenie (nadzor) razrabotki AGKM i podgotovka rekomendatsii po ego dal'neishemu osvoeniiu na 2020-2022 gg.: otchet OOO «Gazprom VNIIGAZ» [Author's support (supervision) of the development of the AGCF and preparation of recommendations for its further development for 2020-2022: a report by Gazprom VNIIGAZ, LLC]. 2020. 350 p.
7. Lutfullin R. N. Osobennosti obvodneniia skvazhin na levoberezhnoi chasti AGKM. Neft' i gaz [Features of watering wells on left bank of AGCF. Oil and gas]. Materialy 75-i Mezhdunarodnoi molodezhnoi nauchnoi konferentsii (Moskva, 26-30 aprelia 2021 g.). Moscow, Izd-vo RGU nefti i gaza (NIU) im. I. M. Gubkina, 2021. Pp. 233-240.
8. Lutfullin R. N. Obvodnenie ekspluatatsionnykh skvazhin levoberezhnoi chasti AGKM v zavisimosti ot geo-logicheskogo stroeniia produktivnoi tolshchi [Watering production wells in left-bank part of AGCF depending on geological structure of productive strata]. Materialy 65-i
Mezhdunarodnoi nauchnoi konferentsii Astrakhanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta (Astrakhan', 26-30 aprelia 2021 g.). Astrakhan', Izd-vo AGTU, 2021. Pp. 340-343. 1 CD-disk. Available at: http://www.astu.org/ Content/Page/5833 (accessed: 01.03.2023). № gosudar-stvennoi registratsii 0322103196.
9. Lutfullin R. N., Gol'chikova N. N. Osobennosti geo-logicheskogo razreza AGKM, vliiaiushchie na potentsial ekspluatatsionnykh skvazhin [Peculiarities of geological section of AGCF affecting potential of production wells]. Materialy 66-i Mezhdunarodnoi nauchnoi konferentsii As-
trakhanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta (Astrakhan', 25-29 aprelia 2022 g.). Astrakhan', Izd-vo AGTU, 2022. Pp. 98-101. 1 CD-disk. Available at: http://www.astu.org/Content/Page/5833 (accessed: 01.03.2023). № gosudarstvennoi registratsii 0322203804.
10. Borisenko Z. G. Novaia teoriia i praktika pros-transtvennogo razmeshcheniia zalezhei nefti i gaza v tresh-chinnykh kollektorakh [New theory and practice of spatial distribution of oil and gas deposits in fractured reservoirs]. Piatigorsk, Izd-vo PGLU, 2010. 168 p.
в G
Статья поступила в редакцию 31.03.2023; одобрена после рецензирования 10.04.2023; принята к публикации 04.05.2023 The article was submitted 31.03.2023; approved after reviewing 10.04.2023; accepted for publication 04.05.2023
Информация об авторах / Information about the authors
Роман Назифович Лутфуллин - аспирант кафедры геологии нефти и газа; Астраханский государственный технический университет; roman.lutfullin@mail.ru
Roman N. Lutfullin - Postgraduate Student of the Department of Oil and Gas Geology; Astrakhan State Technical University; roman.lutfullin@mail.ru
Надежда Николаевна Гольчикова - доктор геолого-минералогических наук, доцент; заведующий кафедрой геологии нефти и газа; Астраханский государственный технический университет; gog@astu.org
Nadezhda N. Golchikova - Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Assistant Professor; Head of the Department of Oil and Gas Geology; Astrakhan State Technical University; gog@astu.org
t
p
>
