Варианты моделей залежей нефти и газа, находящихся под контролем капиллярных барьеров

Таким образом, капиллярные  барьеры второго рода выполняют  не аккумулирующую, а стабилизирующую  роль, предохраняя при тектонических  перестройках нефтегазоносных резервуаров  углеводородные скопления от возможного разрушения. Очевидно, что капиллярные  барьеры при охлаждении недр возникают  на контактах залежей всякого  типа, повышая их устойчивость. Однако стабилизирующая роль барьеров второго  рода наиболее значима для антиклинальных залежей. Это обусловлено тем, что  при расформировании антиклинальной ловушки отток из нее углеводородов наиболее вероятен, поскольку антиклинальные залежи нефти и газа обычно со всех сторон окружены водоносными породами с достаточно высокими фильтрационными свойствами. В связи со сравнительной простотой выявления расформированных антиклинальных ловушек для поисковых работ наиболее существенное значение имеют капиллярные барьеры второго рода, экранирующие постантиклинальные углеводородные скопления.

Как в Западной Сибири, так  и в других нефтегазоносных провинциях выявлено множество залежей нефти  и газа имеющих резко наклонные ВНК и ГВК. Такое рассогласование положения контуров залежей со структурой пласта осложняет разведочные работы, затрудняет определение площади нефтегазоносности и подсчет запасов углеводородов.

По свидетельству Ф.З. Хафизова [5] на севере Западной Сибири 47% ошибок при подсчете перспективных ресурсов углеводородов возникает из-за неверного определения площади залежи. Часто несоответствие контура залежи структуре пласта наблюдается у залежей приуроченных к антиклинальным структурам имеющим унаследованное развитие и испытавших после снижения пластовых температур активные неотектонические преобразования. Наиболее широкое распространение залежи такого типа имеют в областях развития криолитозоны, которая явилась дополнительным охлаждающем фактором недр на последнем этапе геологического развития. Криолитозона в Северном полушарии Земли занимает обширное пространство не только суши, но и акватории арктического бассейна. В нашей стране многолетнемерзлые породы развиты в шельфах арктических морей, а в пределах континента криолитозона занимает крайние северо-восточные районы ее европейской части, северную половину Западной Сибири и практически охватывает всю территорию Восточной Сибирии Дальнего Востока, за исключением Сахалина и Курильских островов. По расчетным данным охлаждающее воздействие криолитозоны проникло в осадочный чехол до глубины 3-4 км.

Синхронно охлаждению нефтегазоносные  области Западной и  Восточной  Сибири испытали весьма активные неотектонические преобразования. Амплитуды новейших тектонических движений достигли здесь нескольких сотен метров.

В результате у многих открытых в этих регионах залежей размах различия отметок водно-углеводородных контактов  между разными крыльями антиклинальных структур также достиг нескольких сотен  метров. Описанное явление наблюдается, в частности, у газовой залежи пласта БУ₈ неокома Ямбурского месторождения, на ряде нефтегазовых скоплений пласта БУ_10-11 Уренгойского месторождения и др.

Природа столь существенного  колебания водно-углеводородных контактов  в пределах единой залежи позволяет  производить прогнозирование контуров нефтегазоносности недоразведанных углеводородных скоплений, а также прогнозировать залежи нефти и газа приуроченные к расформированным антиклинальным структурам. Сущность метода состоит в построении палеоструктурных карт продуктивных пластов на время по возможности максимально приближенное ко времени наибольшего снижения пластовых температур. Затем на антиклинальных структурах, отраженных на палоструктурной карте с учетом данных по нефтегазоносности пласта согласно антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления намечают линии горизонтальных предполагаемых водно-углеводородных контактов, которые проектируют на карту современной структуры пласта. Полученные результаты могут быть использованы для обоснования размещения поисковых и разведочных скважин, а также для оценки площади нефтегазоносности при подсчете перспективных ресурсов углеводородов.

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ВАРИАНТЫ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА, НАХОДЯЩИХСЯ ПОД КОНТРОЛЕМ КАПИЛЛЯРНЫХ БАРЬЕРОВ

Прогнозировать контур нефтегазоносности с целью разведки или доразведки залежи на основе капиллярной модели целесообразно в случае, когда по данным поисковых и первых разведочных скважин наблюдаются резкие скачки ВНК или ГВК, что обычно обусловлено смещением залежи относительно свода антиклинальной структуры. При этом наблюдаются два варианта экранирования залежей капиллярными барьерами. В случае сравнительно однородного пласта залежь сохраняет смещенное относительно свода структуры положение в основном за счет капиллярного барьера второго рода. Когда же пласт резко неоднороден, залежь экранируется совместным действием капиллярных барьеров первого и второго рода.

Стабилизирующая роль капиллярного давления (рисунок 2.1) при его увеличении вследствие снижения пластовых температур и повышения межфазных натяжений на ВНК и ГВК газонефтяной залежи рассмотрена на примере пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.1 – Структурная и палеоструктурная карты пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения.

Снижение пластовых температур на последнем этапе геологического развития здесь было обусловлено по меньшей мере тремя факторами: ослаблением теплового потока, воздыманием, охлаждающим действием толщи многолетнемерзлых пород (ММП).

Открыто Русско-Реченское месторождение в 1985 году поисковой скважиной 702, расположенной на северном крыле поднятия.

Пространственное распределение  воды, нефти и газа в пласте БТ₁₇ не согласуется с его современной структурой. Например, в скважине 706, расположенной на северо-востоке Русско-Реченской структуры, притоки нефти были получены на одном гипсометрическом уровне с притоками газа из скважин 708 и 722, расположенных на юго-западе.

1234Согласно палеоструктурной карте пласта БТ₁₇, составленной на туронское время, нефть и газ приурочены к отдельным локальным поднятиям и расположены в пределах антиклинальных структур в полном соответствии с принципами антиклинальной концепции, что позволяет достаточно просто наметить контуры нефтеносности и газоносности. Кроме того, в юго-западной части палеоструктуры вырисовывается ныне расформированное локальное поднятие, в пределах которого может находиться постантиклинальная залежь углеводородов.

Сочетание действия капиллярных барьеров первого и второго рода при  контролировании залежей УВ на современной  структуре продемонстрировано на примере  пласта ЮС₂ Омбинского нефтяного и пласта БУ₉ Песцового нефтегазоконденсатного месторождений.

Омбинское месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа.

В пределах в общем небольшой  Омбинской площади диапазон колебаний отметок ВНК в пласте ЮС₂ превышает 60 м.

Указанное противоречие нефтенасыщенности пласта с его структурой обусловлено, в частности, его резко выраженной микронеоднородностью, что определило в пласте ЮС₂ широкое распространение капиллярных барьеров, возникающих на стыках разнопоровых фаций.

При испытании скважин на Омбинском месторождении во многих из них были получены притоки воды с гипсометрических уровней, находящихся выше ВНК. В связи с этим, при моделировании залежи нефти пласта ЮС₂ Омбинского месторождения, геологи обычно водоносные участки пласта изображают в виде изолированных линз. Однако, эти участки представлены всего лишь относительно мелкопоровыми разностями, из которых при формировании залежи нефть не смогла вытеснить воду в связи со сравнительно высокими капиллярными давлениями на этих участках.

В районе Сургутского свода размах неотектонических движений составил 100 м . Очевидно, что столь значительная перестройка структурного плана при невозможности перетоков нефти по пласту должна была привести к существенному несоответствию формы залежи современной структуре пласта. Стремление нефти к перемещению под воздействием гравитационных сил компенсировалось возросшим капиллярным давлением на ВНК.

Капиллярные давления в песчаниках пласта ЮС₂ Омбинского месторождения при современных пластовых условиях достигают 84 кПа и более. Однако, с момента снижения пластовых температур нефтяная залежь в пласте ЮС₂ на большей части площади своего распространения, за исключением восточной, могла располагаться в полном соответствии с принципами антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления и иметь положение ВНК, близкое к горизонтальному. Размах отметок ВНК в современной структуре залежи, достигающий 60 м, является следствием неотектонических деформаций после стабилизации залежи.

Песцовое месторождение находится в северной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна в зоне сплошного развития многолетнемерзлых пород.

Влияние капиллярных сил на распределение  воды, нефти и газа на  Песцовом месторождении было рассмотрено  для основного продуктивного  пласта неокома БУ₉².

В пределах данного пласта выявлена единая газоконденсатно-нефтяная залежь пластово-сводового типа. Залежь смещена в восточном направлении относительно сводовой части поднятия. Зона выклинивания коллекторов в пласте БУ₉ вскрыта скважинами 5, 13, 22, 29 в западной части месторождения. Однако, между нефтегазовым скоплением и линией глинизации в скв. 9 и 21 из пласта БУ₉ получены притоки воды. В скважине 9 при испытании пласта БУ₉ в интервале 3068-3072 (а.о. 2989,0-2993,0 м) получен приток пластовой воды дебитом 5,76 м³/сут. При испытании скважины 21, расположенной по соседству со скважиной 9, также был получен приток воды.

По данным ГИС, ВНК залежи занимает наклонное положение. В восточной  части залежи оно наиболее низкое и находится на абсолютной отметке  -3065 м. В западной части отметка ВНК находится на гипсометрическом уровне около –3000 м, т.е. разность отметок ВНК составляет 65 м.

В литологическом отношении пласт  БУ₉ представляет собой сложную и по коллекторским свойствам неоднородную толщу. Наблюдается значительная фациальная изменчивость и расслаивание коллекторов на отдельные пропластки с различной толщиной.

Кроме того, отмечается значительная дифференциация неотектонических движений, что приводило к раскрытию  одних антиклинальных ловушек, искажению  первоначальной формы других и возникновению  третьих. Степень охлаждения нижнемеловых отложений в этом районе составила  около 40⁰С (А.Р. Курчиков и др., 1987), что вызвало существенное увеличение капиллярных давлений на контактах воды и нефти, а также нефти и газа. В результате пространственное положение контуров нефтяного и газового скоплений определялось уже не подчинением их форме ловушки, согласно антиклинально-гравитационной концепции, а характером и направленностью её тектонического развития. Капиллярные давления в песчаных породах пласта БУ₉ при современных пластовых условиях составляют от 3 до 23,16 кПа. При этом максимальными значениями капиллярных давлений характеризуются западные участки месторождения. Из этого следует, что в геологическом прошлом, до момента снижения пластовых температур, нефтяное и газовое скопления пласта БУ₉ должны были в своей восточной части располагаться в пределах Песцового поднятия в полном соответствии с антиклинально-гравитационной концепцией нефтегазонакопления и иметь положения ВНК и ГНК в восточной части месторождения близкие к горизонтальным. С запада нефтяная и газовая залежи в период нефтегазонакопления контролировались изначально барьерной водоносной песчаной фацией, что обусловлено развитием на западе месторождения относительно мелкопоровых песчаных фаций, определивших здесь присутствие капиллярного барьера первого рода (рисунок 2.2).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.2- Нефтегазовая залежь БУ₉ под контролем капиллярных барьеров.

 

Таким образом, нефтегазовая залежь пласта БУ₉ в настоящее время может находиться под совместным контролем капиллярных барьеров первого и второго рода. При этом капиллярный барьер первого рода находился в западной части месторождения уже в период нефтегазо-накопления, а барьер второго рода, возникший на ВНК и ГНК, начал контролировать залежи нефти и газа с момента снижения пластовых температур[3].

 

Выводы и рекомендации 

БИБЛИОГРАФИЯ

1. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. – Новосибирск: Наука, 1995. - 184 с.
2. Большаков Ю.Я. Динамическое моделирование залежей нефти и газа: Курс лекций. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – 66 с.
3. Капиллярно-гравитационные модели залежей нефти Западной Сибири как возможный путь повышения конечной нефтеотдачи. // Журнал «Нефть и газ», 2006, №1, С.20-25 // Соавтор: Ю.Я. Большаков.
4. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982. – 311 с.
5. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазовых комплексов. Л.: Недра, 1991. – 264 с.