Геолого-физическая характеристика карбонатных коллекторов и остаточных запасов нефти месторождений Республики Башкортостан



В статье представлена геолого-физическая характеристика карбонатных коллекторов и остаточных запасов нефти месторождений Республики Башкортостан.

Ключевые слова: геолого-физическая характеристика, карбонатный коллектор, остаточные запасы.

Месторождения нефти в карбонатных коллекторах широко распространены во всех нефтегазодобывающих регионах Российской Федерации. На территории Волго-Уральского региона крупные месторождения с карбонатным типом коллектора были открыты в 40–50-х годах двадцатого века. В 1950-х годах они были найдены на небольшой глубине в Пермском крае. Позднее карбонатные месторождения углеводородов были открыты на территории Западной и Восточной Сибири, а также шельфе Арктики.

Добыча нефти из карбонатных коллекторов является сложным процессом, а сами запасы относятся к категории трудноизвлекаемых. Существующие возможности разработки месторождений с карбонатным типом коллектора позволяют достигать конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) не более 0.25–0.27. Большая часть запасов так и остаются неизлеченными.

Извлечение данных запасов является главной целью инженеров-нефтяников. Успешность мероприятий по добыче нефти из карбонатных коллекторов зависит от многих факторов: от системы разработки, от применяемых методов интенсификации добычи нефти, применяемых на объекте разработки, и т. д. Однако выбор оптимальной системы разработки или метода воздействия на нефтенасыщенные пласты зависит от геолого-физических условий залегания пласта, состава пород, вида порового пространства и состояния остаточных запасов нефти. Одним из определяющих факторов является минералогический состав пород-коллекторов, содержащих нефть.

Если в терригенных коллекторах, как правило, преобладает пустотный тип пористости, а их проницаемость относительно высока, то в карбонатных породах пористость и проницаемость определяются не только поровыми пустотами, но и трещинами, кавернами. Именно этими факторами определяются условия фильтрации пластовых флюидов в карбонатных коллекторах.

Карбонатные коллекторы состоят из проницаемых трещин и матричных блоков, которые характеризуются своей собственной пористостью и проницаемостью. Для чисто трещинных пластов пористость и проницаемость определяются густотой и геометрией систем трещин в породе, их средним раскрытием. Раскрытием называется расстояние между двумя пористыми блоками, образующими трещину.

Существуют различные виды классификаций карбонатных коллекторов [1]. Необходимость классификации карбонатных коллекторов вытекает из того факта что, их трещиноватость играет существенную роль при выборе системы разработки месторождений. От количества запасов, содержащихся в матрице или в трещинах, а также от их проницаемости и пористости зависят выбор постоянно действующих цифровых моделей месторождения, а также системы воздействия на нефтяные пласты.

Существующие ныне классификации карбонатных коллекторов условно подразделяются: по характеристике минералогического состава пород; по характеру вида пустотности в них и классификации оценивающие распределения запасов в пласте. Широкое распространение получила классификация карбонатных пород по содержанию кальцита, доломита и магнезита, построенная по принципу отношения CaO/MgO, носящая название «Классификация С. Г. Вишневского» [2], дополненная Е. К. Фроловой.

Карбонатные коллектора также классифицируют по проницаемости порового и трещинно-порового типов, а также производных от них коллекторов. Данная классификация представлена в источнике [3] и называется «Классификация карбонатных пород по В. Д. Викторину».

Классификация коллекторов по содержанию запасов изложена в источнике [4]. Запасы нефти и газа, содержащиеся в карбонатном коллекторе, могут быть приурочены к матричным блокам, а также к трещинам. Классификацию по содержанию запасов разработал Р.Нельсон.

По данной классификации существует 4 типа карбонатных коллекторов:

— I тип − проницаемость связана только с трещинами, где и сосредоточены основные запасы. Матрица имеет незначительную пористость и проницаемость;

— II тип − основные запасы содержатся в матрице, трещины обеспечивают основную проницаемость. Матрица имеет низкую проницаемость, но может иметь как низкую, так среднюю и даже высокую пористость;

— III тип — матрица содержит основные запасы нефти, имеет высокую проницаемость и пористость, трещины дополняют проницаемость матрицы;

— IV тип — трещины не вносят существенного вклада в проницаемость и пористость матрицы, но вносят анизотропию в пласт.

Классификация Нельсона [4] является основной при выборе цифровой модели месторождения.

Классификацию по содержанию запасов создал Черницкий А. В. Данная классификация представлена в источнике [5].

Существует оценочная классификация карбонатных коллекторов Багринцевой К.И [6].

Также за основу принимают классификацию, разработанную во ВНИГРИ под руководством Е. М. Смехова [7].

Литолого-коллекторская характеристика карбонатных пластов месторождений Западного Башкортостана представлена в источнике [1]. Данная классификация разработана с целью эффективного воздействия на высокообводненые карбонатные пласты.

Из анализа существующих классификаций карбонатных коллекторов следует, что по литолого-коллекторским характеристикам месторождения западного Башкортостана, в пределах одного и того же эксплуатационного объекта, можно отнести к разным группам. Эти группы отличаются составом карбонатного коллектора, составом и свойствами цементирующего материала и имеют различную по виду пористость.

К первой группе турнейского яруса отнесены месторождения (Копей-Кубовское, Серафимовское, Стахановское, Абдулловское), продуктивные коллектора которых имеют преимущественно гранулярный вид пористости, сложены органогенно-обломочными, сгустковато-комковатыми известняками, состоящими из обломков и целых раковин фораминифер, криноидей, остракод сцементированных сложным пелитоморфным или кальцитовым цементом.

Ко второй группе отнесены месторождения (Троицкое, Кальшалинское, Солонцовское), продуктивные коллектора которых имеют преобладающий трещиновато-поровый вид пористости, сложены плотными органогенно-обломочными известняками с карбонатно-глинистым цементом.

К третьей группе отнесены месторождения (Ташлы-Кульское, Петропавловское, Саннинское, Михайловское), в продуктивных коллекторах которых примерно одинаково развита трещиноватая, кавернозная и гранулярная пористости. В связи с многообразием различных литолого-коллекторских характеристик продуктивных коллекторов карбонатного комплекса, для их наиболее рациональной разработки требуется индивидуальный подход при выборе того или иного способа воздействия на карбонатные пласты.

Эффективность разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах во многом зависит от физико-химических свойств пластового флюида [8,9]. Нефти залежей месторождений западного Башкортостана по своему составу и свойствам относятся к тяжелым, вязким, высокосернистым, высокопарафинистым, смолистым: средняя плотность пластовой нефти изменяется от 855 до 932 кг/м ³ , вязкость, в основном, от 4,0 до 39,7 мПа·с, в целом нефти башкиро-верейских отложений несколько легче и менее вязки, чем нефти турнейских залежей при меньшем начальном пластовом давлении. Давление насыщения по всем залежам изменяется от 3,4 до 7,3 МПа, а в среднем находится в диапазоне от 5,0 до 6,0 МПа. Нефти являются слабогазонасыщенными, и величина газового фактора не превышает 36 м ³ /т и в среднем составляет 20–25 м ³ /т. В связи с низким газосодержанием нефтей при разработке залежей нефти ниже давления насыщения в них содержится повышенное количество асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ). Содержание парафина в нефти составляет от 2,4 до 4,4 %, содержание селикогелевых смол залежей турнейского яруса составляет от 17,0 до 24 %, а башкиро-верейских 29,5–35,8 % при вязкости нефти первых в несколько раз больше. Содержание асфальтенов в нефтях всех залежей приблизительно одинаково и изменяется от 4,0 до 8,2 %. Из-за выпадения АСПВ в каналах фильтрации и высокой промытости отдельных участков залежей широко распространены как гидрофобизованные, так и гидрофилизованные коллектора. Содержание серы в нефтях турнейских залежей составляет от 1,3 до 3,3 % [10].

Состав попутных газов турнейских, башкиро-верейских и каширо-подольских залежей несколько различен. Газ турнейских объектов является менее жирным, т. е. содержит меньшее количество этана, пропана, изобутана, н.бутана и других более тяжелых компонентов и значительно большее количество метана. В составе газа обеих выделенных групп залежей (в пределах каждой свойства и состав газа различаются незначительно) отсутствуют углеводороды выше гептана и присутствуют углекислый газ, азот и сероводород.

Пластовые воды рассматриваемых залежей являются высокоминерализованными (до 800 мг-экв/100 г), плотность составляет 1155–1190 кг/м ³ . В составе солей преобладают хлориды кальция и натрия. Средняя соленость составляет 83 %. Концентрация солей кальция несколько выше, чем солей магния. По классификации В. А. Сулинаводы турнейского и башкирского ярусов, верейского, подольского горизонтов относятся также к хлоркальциевому типу, группе хлоридных, подгруппе натриевых вод [11].

Пластовые воды турнейского яруса хлоркальциевого типа с суммарной минерализацией 680 мг-экв/100 г. Их плотность составляет 1155 кг/м ³ .

Воды кизеловского горизонта имеют следующую характеристику: плотность 1170 кг/м ³ ; минерализация 225 г/л. Воды заволжского горизонта по химическому составу близки к водам кизеловского горизонта: плотность 1180 кг/м ³ ; минерализация 242 г/л. Воды верхнефаменского подъяруса имеют плотность 1190 кг/м ³ ; минерализацию 233,8 г/л, вязкость 2,12 мПас. По Сулину (Na ⁺ +K ⁺ /Cl ^- <1; Cl ^- -Na ⁺ /Mg ⁺ >1) воды кизеловского, заволжского горизонтов и верхнефаменского подъяруса относятся к хлоркальциевому типу.

В пределах западного Башкортостана находятся месторождения, в которых доля запасов нефти в карбонатных коллекторах различна. Есть многопластовые месторождения, где основная доля остаточных запасов нефти приходится на турнейско-верхнедевонский комплекс. К таким, например, относятся Копей-Кубовское, Стахановское, Михайловское, Петропавловское и некоторые другие месторождения. Эти месторождения имеют большой объем трудноизвлекаемых запасов, на них применялись различные технологии, направленные на интенсификацию добычи нефти. При этом каждое месторождение имеет свои индивидуальные геолого-физические параметры и различные показатели выработки запасов.

Проанализировав и обобщив существующие классификации карбонатных коллекторов, можно утверждать, что выводы об особенностях разработки трещиновато-пористого карбонатного коллектора возможно сделать только после тщательного анализа совокупности всех факторов, определяющих механизмы нефтеизвлечения. Эти факторы определяются как соотношением потоков нефти из матриц и трещин, свойствами карбонатных пород, так и особенностями строения блоков, отсекаемых трещинами.

Способ разработки карбонатного коллектора зависит от его гидрофильности или гидрофобности. В гидрофильном коллекторе эффективно использовать заводнение, в гидрофобном же закачка воды будет неэффективна из-за проявления капилярного давления.

В процессе разработки карбонатных гидрофобизированных коллекторов из-за снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом происходит выделение газа из нефти, изменение состава нефти, наблюдается рост концентрации высокомолекулярных углеводородов. Это ведет к росту толщин граничных гидрофобных слоев на стенках поровых каналов и дополнительному усилению гидрофобизации поверхности порового пространства. Образующиеся при этом гидрофобные слои препятствуют взаимодействию солянокислотного раствора с карбонатной породой.

Литература:

1. Ганиев, Ш.Р., Лысенков, А. В. О классификации карбонатных коллекторов и ее значении при выборе системы воздействия на нефтяные пласты//Нефтегазовое дело. −2017. − Том.15 − № 3. С.28−32
2. Сургучев, М.Л., Колганов, В.И., Гавура, А.В.. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. — 230 с.
3. Викторин, В.Д, Лыков, Н. А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980.−202 с.
4. Нельсон, Р. А. Геологический анализ трещиноватых пород. Хьюстон, Техас. М.: Галс Паблишинг, 2001. — 320 с.
5. Черницкий А. В. Геологическое моделирование нефтяных залежей нефти массивного типа в трещиноватых карбонатных коллекторах.; дисс. … док. геол. минер. наук:25.00.11. Москва., 2002. С.115–120.
6. Колганов, В.И., Ковалева, Г. А. О классификации карбонатных трещинных коллекторов, // Нефтепромысловое дело.2010. № 11 с. 12–14.
7. Киринская, В.Н, Смехов, Е. М. Карбонатные породы — коллекторы нефти и газа. Л.: Недра, 1981.−255 с.
8. Сургучев М.Л., В. И. Калганов. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. -М:Недра, 1987–230с
9. Бабалян Г. А., Рзабеков З. Ф. О капиллярной пропитке воды в нефтенасыщенный грунт. // Тр. АЗНИИ. — Баку, 1958. — Вып. VIII. — С. 48–63.
10. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях. [Текст]: диссертация доктора тех. наук Рогачева Михаила Константиновича / УГНТУ г.Уфа — 2002
11. Баймухаметов К. С. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К. С. Баймухаметов, П. Ф. Викторов, К. Х. Гайнуллин, А. Ш. Сыртланов. — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. — 424 с.