Трещиноватые пласты коллекторы. Примеры из мировой практики

В зарубежных опубликованных источниках существует множество хорошо описанных примеров залежей нефти и газа в трещинных и трещинно-карстовых резервуарах. Это, прежде всего, крупнейшие и гигантские месторождения Ближнего Востока, такие как, Киркук (2185 млн.т) в Ираке, Агаджари (1900 млн.т) и Гечсаран (2200 млн.т) в Иране, Гавар (10125 млн.т), Манифа (1500 млн.т), Берри (1600 млн.т.) в Саудовской Аравии, Духан (400 млн.т) в Катаре и другие месторождения, продуктивность которых связана с карбонатными формациями Асмари и Фарса, а также свитами Араб и Ратави. Среди месторождений гигантов также необходимо отметить месторождение Тенгиз (1300 млн.т), с установленной нефтегазоносностью в подсолевых отложениях среднего и нижнего карбона, представленных трещиноватыми и закарстованными карбонатными породами.

Трещиноватые карбонаты наиболее часто представлены изве­стняками, доломитами и промежуточными разностями. Еще в 1954 г. Е.И. Даниэл [245] представил полное описание трех место­рождений Ближнего Востока с залежами в трещиноватых поро­дах – Айн-Зала и Киркук в Ираке, а также – Дукхан в Катаре.

Месторождение Айн-Зала содержит два продуктивных горизонта, разделенных 600-метровой непродуктивной толщей: трещиноватые известняки верхнего мела и трещиноватые и пористые известняки среднего мела. В целом породы-коллекторы месторождения Айн-Зала очень плотные с низкой пористостью, но отличаются большими дебитами. Верхнемеловые мергелистые, глобигериновые известняки мощностью 700 м характеризуются пористостью от 0 до 11 % при практически нулевой проницаемости. Второй горизонт отличается от первого наличием прослоев пористых доломитов. К 1975 г. из месторождения извлечено 21,6 млн. т нефти. Нефть со­держится в трещинах породы, стилолитовых швах, в виде пленки находится на поверхности кристаллов кальцита, частично или полностью занявшего пустоты. Наличие трещин подтверждается исследованиями керна, а также интенсивными поглощениями буро­вого раствора.

Е.И. Даниэл отмечал высокую степень трещиноватости пла­стов первой и второй залежей и считал, что нефть, вероятно, «пришла» в существующий резервуар, мигрируя из бо­лее глубоких зон.

На месторождении Киркук более высокой пористостью и из­менчивой проницаемостью характеризуются известняковые пласты-коллекторы на структурах Курмала, Аванах и Бейба. По мнению Е.И. Даниэла, плотность трещин в породах месторождения Кир­кук настолько значительна, что достаточно нескольких скважин, расположенных у основания наивысшего купола Бейба, чтобы извлечь нефть из всего резервуара.

Месторождение Киркук содержит три продуктивных горизонта, открытых в различное время. Первая залежь нефти приурочена к «главному известняку» миоцен-эоценового возраста. Позднее были выявлены залежи в меловых отложениях – в свитах шира-ниш и камшук. По материалам Е.И. Даниэла, «главный извест­няк» характеризуется наличием нескольких продуктивных зон с очень невыдержанным литологическим составом и другими па­раметрами. Толща представлена чередующимися пластами извест­няков, разных по составу и величине пористости. Проницаемость низко- и высо­копористых разностей редко достигает (5-10)·10^-15 м². По другим данным на этом месторождении установлено наличие рифогенных известняков с пористостью до 20 % и проницаемостью свыше 10^-12 м².

Разноречивость сведений о фильтрационно-емкостных свойст­вах пород этого месторождения, очевидно, объясняется недоста­точной информацией, так как каждый из куполов отличается своей характеристикой коллектора.

Месторождение Дукхан содержит породы со средними и высо­кими показателями пористости и проницаемости. Степень их тре­щиноватости ниже, чем на месторождениях Айн-Зала и Киркук.

Нефтяное месторождение Гавар рас­положено в Саудовской Аравии и приурочено к валу 240 · (12-20) км амплитудой до 400 м, ос­ложняющему центральную часть Центральноаравийской гемиантеклизы. Открыто в 1948 г. Основные запасы приурочены к карбонатным горизон­там С и D свиты Араб позднеюрско­го возраста; эти горизонты сложены трещиноватыми доломитизированными известняками мощностью до 45-50 м, их пористость достигает 15-30 %, а про­ницаемость 1-1,5 мкм². Глубина за­легания горизонтов С и D соответ­ственно 1700 и 2000 м. Залежи сводовые массивные.

Месторождение Тенгиз было открыто в Прикаспийской впадине в 1979 г. Залежь нефти приурочена к подсолевым отложениям среднего и нижнего карбона. Залежь залегает на большой глубине (до 5500 м). Этаж нефтеносности составляет более 1400 м. Для залежи характерно АВПД около 80 МПа. На начальном этапе разведки месторождения недооценивалась роль трещиноватости в формировании фильтрационно-емкостных свойств коллекторов [176]. Однако впоследствии в продуктивной карбонатной толще были выявлены не только трещины, но и крупные карстовые полости.

Широко известны примеры залежей нефти и газа в трещиноватых карбонатных пластах-коллекторах и в других регионах.

Нефтяное месторождение Стилмен (Канада) приурочено к трещиновато-пористым известнякам свиты мидейл, залегающим на глубине 1430 м. Мощность пласта 15 м. Пористость низко­проницаемых карбонатных пород от долей процента до 16,4 %, проницаемость матрицы достигает 93´10^-16 м². Проницаемость трещин по промысловым данным значительная, в породах развита густая сеть вертикальных трещин, которая учитывается при рас­положении эксплуатационных и нагнетательных скважин [10].

Одно из крупных нефтяных месторождений США – Уоссон приурочено к пористо-трещиноватым доломитам свиты сан-андрес нижней перми [250]. Низкопроницаемые карбонатные кол­лекторы залегают на глубине 1500 м, этаж нефтеносности 150 м. Средняя пористость пород составляет 7,1%, нижнее ее значе-ние – 3,1%. Проницаемости пор и микротрещин соизмеримы: соответ­ственно 38·10^-16 и 31·10^-16 м². Месторождение отличается очень сложным строением, в карбонатной толще выделяют десять про­дуктивных пластов, разделенных непроницаемыми и не выдержан­ными по простиранию прослоями.

В плотной карбонатной толще (формации Миссисипи и Ливингстон) открыто газовое месторождение Саванна-Крик (Канада), на котором трещиноватость пород обеспечивает дебиты в скважинах до 1500 м³/сут [282]. Пористость матрицы по­род очень низкая – около 3%, суммарная пустотность значи­тельно увеличивается за счет емкости открытых трещин и зон брекчирования.

В Италии на острове Силиция месторождения Рагуза и Джела сло­жены продуктивными триасовыми доломитами пористостью около 5% и проницаемостью 10 ¹⁵ м². Мощность нефтенасыщенных зон более 300 м, залегают они на глубине свыше 2300 м. В керне доло­митов установлены каверны размером до 20 см² и трещины раскрытостью до 1 см. Каверны переходят в трещины, протяженность и раскрытость пустот непостоянны. Суточные дебиты нефти в сква­жинах достигают 180 м³ [268, 309].

В США к ордовикским известнякам и доломитам Западного Техаса приурочено более 70 месторождений [232]. Породы обладают очень тонкой текстурой и нарушены многочисленными трещинами раскрытостью до 1 мм и более, а полости, образованные в резуль­тате растворения, достигают нескольких сантиметров. Межзерно­вая пористость ничтожна – 1,6%, суммарная емкость пор и ка­верн 25 %. Проницаемость матрицы меньше 10^-16 м², а с учетом трещин и каверн составляет 25·10^-15 м². Нефть заполняет трещины и карстовые полости, поровые каналы заняты водой.

Д. Браунштейн [ 235] представил данные о добыче нефти из трещиноватых известняков мела на месторождении Гильбертаун в Алабаме (США). Он отмечал, что матрица пород не обладает пористостью, а трещинная пустотность пород связана с зоной разлома. Наличие пористости трещин привело к образованию вторичной ловушки для нефти, мигрировавшей из нижележащих песчаников ютау. Скважина, расположенная близко к зоне нарушения, дает нефть из трещиноватых известняков селма, а скважина справа от сброса – из песков ютау.

С.Д. Пирсон [1967] и К.П. Корбетт с соавтторами [244] описали трещинную пустотность мергеля тейлор и мела (известняка) остин, связанную с тектоническими нарушениями.

Значительными дебитами отличается гигантское месторожде­ние Реформа в Мексике. Залежи его образованы, в ос­новном, доломитизированными известняками мелового возраста с низкой первичной пористостью и очень хорошей вторичной про­ницаемостью, связанной с наличием естественных трещин и каверн [249]. На этом месторождении выявлено девять нефтегазонасыщенных структур, из них наиболее изучена структура Ситио-Гранде. Продуктивные горизонты здесь залегают в блоках на различной глубине. Доказана нефтегазоносность известняков и доломитов мелового возраста. По комп­лексу геофизических и промысловых исследований установлены средние значения пористости 6-11% и водонасыщенности пла­стов – 13-20 % от объема пор. Для месторождений характерно резкое падение пластового давления.

Известное месторождение Спраберри в Западном Техасе (США) является типичным примером месторождения с залежью в коллекторах трещинного типа [330]. Резервуар представлен чередующимися пластами песчаников, алевролитов, сланцев и известняков, отличающихся трещинной проницаемостью. Нефть содержится в матрице песчаника, а тон­кие трещины служат каналами для ее фильтрации.

Из трещиноватых сланцев, развитых вдоль западной окраины бассейна Аппалачей, с начала 1900-х годов получают газ. Запасы его оценены в 13·10¹⁵ м³. Поскольку сланцы не имеют эффектив­ной пористости, газ можно добывать из емкости сети трещин [300]. Для получения промышленных притоков необходимо воздействие на пласт.

Нефтегазоносные девонские сланцы (доманикиты) встречены в 26 штатах США и 6 провин­циях Канады, а также вдоль границы США с Мексикой, в Южной Аме­рике, в Африке и Европе. Кроме того, газ был получен из кембрийских слан­цев впадины Св. Лаврентия в Канаде [224, 263, 274, 300]. В некоторых случаях из сланцев получают значительные притоки нефти. По данным В.Е. Петерсона [289] высококачественная нефть добывалась из трещиноватых сланцев манкос на месторож­дении Рейнджели (США). Трещины тектонического происхождения здесь приурочены к сводовой части антиклинальной складки.

Л.И. Реган [306] описал нефтеносные трещиноватые гли­нистые и кремнистые сланцы верхнего миоцена в прибрежном ок­руге Санта-Мария и в долине Сан-Иоган в Калифорнии. Средняя емкость пород, оцененная по количеству извлекаемой нефти, при условии, что извлекается не более 30% содержащегося в пласте объема, составила 6 %. На место­рождении выделяются три продуктивных горизонта, не выдержанных по мощности, продуктивность которых колеблется от 25 до 1000 т/сут. Поскольку нефть тяжелая и вязкая, можно сделать заключение о высокой проницаемости пород. Проницаемость, оце­ненная эмпирически по аналогии с другими месторождениями, составила (10-15)·10^-15 м².

Р.Ф. Уолтерс [331] привел материалы о добыче нефти из трещиноватых докембрийских коренных пород в Центральном Канзасе (США). 16 скважин месторождения Орс за 1953 г. дали более 112 тыс. т нефти из этих отложений. Нефть обнаружена в фундаменте в зонах, где пласты пенсильванской формации за­легают непосредственно на докембрии.

В Калифорнии добыча нефти из трещиноватых пород ведется, главным образом, на месторождениях Эдисон, Санта-Мария и Виллингтон, и в меньших размерах – на месторождениях Эль-Сегундо и Плайя-дель-Рей. Общая добыча нефти из трещинных резервуа­ров всех типов в Калифорнии в 1948 г. составляла 6200 т/сут, т. е. около 6% от общей добычи в штате [254, 276].

Месторождение Белый Тигр расположено на континентальном шельфе Вьетнама, в Южно-Китайском море. Основная залежь нефти связана с породами мезозойского фундамента представленными гранитами, гранодиоритами, монцонитами, монцодиоритами, диоритами и лейкомонцодиоритами. Этаж нефтеносности достигает 1600. Глубина залегания залежи до 5000 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород фундамента связывают с трещинами, кавернами и порами, образовавшимися при остывании магматических расплавов в результате растрескивания и усадки, а также вследствие последующей дегидратации, выветривания, гидротермальных и других процессов. Данные бурения и геофизических исследований по ряду скважин свидетельствуют также о возможном наличии в толще гранитоидов карстоподобных пустот. При вскрытии таких пустот скважинами наблюдались сильные поглощения бурового раствора, резкое увеличение скорости проходки и увеличение диаметра скважин. По данным исследования шлифов, раскрытость трещин составляет 0,01-0,1мм, а диаметр пор и каверн 0,01-0,07 мм и 0,5-1,5 мм соответственно [90].

В 1953 г. из коренных изверженных и метаморфических трещи­новатых пород доюрского фундамента была получена нефть [316] на ме­сторождениях Ла Пас и Мара в Венесуэле. Продуктивность скважин достигала 440 т/сут с глубины 2700 м. В 1955 г. 29 скважин, пробу­ренные на породы фундамента, давали ежесуточно 10250 т нефти. Пори­стость матрицы в коренных породах практически нулевая, поэтому очевидно, что вся нефть, извлеченная из коренных пород, нахо­дится в трещинах и развитых по ним вторичных пустотах [256, 284, 286, 287].

Нефтяное месторождение Ренкью было открыто в центре впадины Джайзон бассейна Бохайвань в восточной части Северо-Китайского горного массива [246]. Основные запасы нефти выявлены в породах протерозойского фундамента, представленных доломитами, которые долгое время подвергались процессам карстования в позднепротерозойскую, раннепалеозойскую и мезозойскую эру. Глубина залегания продуктивных пород более 3000 м. Для месторождения характерно большое количество высокопродуктивных скважин. 23 скважины, пробуренные в пределах этого месторождения, могли давать до 4600 тонн суточной добычи нефти. В процессе бурения скважин в продуктивных отложениях были выявлены карстовые воронки глубиной до 30 м, а также карстовые полости размерами до 15-20 м в ширину и до 7-8 м в высоту. Во многих скважинах наблюдались полные поглощения глинистого раствора и провалы бурового инструмента. Максимальный зафиксированный провал инструмента составил 6,43 м, а максимальный объем поглощенной промывочной жидкости составил 7051 м³. Характерные особенности резервуара – это разноуровневый ВНК, единая гидродинамическая система трещин, обеспечивающая равномерное перераспределение давления, и низкая минерализация пластовых вод.

Проведенный обзор работ по месторождениям нефти и газа, связанным с трещинными и трещинно-карстовыми резервуарами в карбонатных комплексах, низкопроницаемых доманикитах, в песчанистых и глинистых породах, а также в плотных метаморфизованных толщах фундамента, как в ТПП, так и в других регионах показал, что для таких объектов свойственны определенные общие черты строения и общий комплекс нерешенных проблем, обусловленных стркуктурно-пространственной зональностью высокопроницаемых коллекторов, которая значительно осложняет поиски, разведку и разработку залежей.

Во-первых, отмечается значительная изменчивость продуктивности скважин даже в пределах одной площади. Продуктивность скважин на таких объектах, как правило, практически не зависит от гипсометрического положения на структуре и вскрытой мощности продуктивных отложений, а зависит от успешности попадания скважины в зону трещиноватости и карста, а также от качества вскрытия трещинных коллекторов в процессе бурения. При этом нередко расположенные в непосредственной близости скважины, дренирующие аналогичные по литологическому составу пласты, но с разной интенсивностью развития трещин, отличаются по величине дебитов в десятки и сотни раз. Сухие скважины оказываются рядом со скважинами, дающими до 650 м³/сут тяжелой нефти.

Во-вторых, контуры залежей УВ в трещинных коллекторах не всегда контролируется структурным фактором. Это вызывает сложности при обосноваии разделов нефть-вода (ВНК) и газ-вода (ГВК), а также при определении площадей нефтегазоносности и подсчете запасов. В некоторых случаях границы залежи остаются неоконтуренными. Это происходит тогда, когда контур нефтегазоносности уходит далеко за пределы структуры вдоль трещинной зоны и продолжается в гипсометрически нижележащей части резервуара.

В-третьих, традиционная система размещения поисковых и разведочных скважин на таких объектах, основанная на структурных построениях, приводит к тому, что много скважин оказываются непродуктивными, несмотря на то, что, казалось бы, все они расположены в оптимальных структурных условиях.

И, наконец, таким залежам нередко свойственны аномально высокие пластовые давления (АВПД) и наличие в УВ кислых газов (H₂S и CO₂), которые, как правило, характерны для залежей нефти и газа, связанных с карбонатно-сульфатными комплексами.

Анализ опубликованных данных свидетельствует о том, что исследователи при изучении залежей нефти и газа в трещинных коллекторах обычно используют традиционные теоретические представления и методологические принципы, разработанные и используемые в течение многих лет на месторождениях с поровыми коллекторами, в основе геологической модели которых лежит слоистое строение. Однако низкая результативность поисков, разведки и разработки залежей УВ в трещинных резервуарах, не соответствующая современным требованиям, ставит перед необходимостью существенной корректировки теории и методологии изучения этих сильно неоднородных объектов с учетом их блоковой структуры, предопределяющей зональное развитие и так называемую двойную пустотность сложных коллекторов.

⇐ Предыдущая12345

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: