Уточнение геологической модели резервуара Астраханского газоконденсатного месторождения

УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РЕЗЕРВУАРА АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Г.П.Косачук, Ф.Р.Билалов, Т.Н.Титова

Астраханское газоконденсат-ное месторождение расположено в юго-западной прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Промышленная нефтегазоносность месторождения приурочена к башкирским карбонатным отложениям, залегающим на глубине около 4000 м. Тип залежи массивно-пластовый. Граничное значение пористости коллекторов — 6 %.

Поиск закономерностей, позволяющих прогнозировать изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, базируется на статистических показателях неоднородности продуктивной толщи. Исходной информацией для оценки неоднородности послужили данные по 168 скважинам (комплекс ГИС, выполненный в скважинах Астраханского месторождения, результаты лабораторных исследований керна и промысловых испытаний).

Неоднородность терригенных пород, представленных, как правило, переслаиванием песчаных пластов и глинистых разделов, традиционно характеризуется коэффициентами песчанистости и расчлененности. Для условий Астраханского месторождения эти показатели использованы для оценки неоднородности (изменчивости) башкирского резервуара по площади и разрезу. При этом под коэффициентом эффективности (аналог коэффициента песчанистости) понимается отношение эффективной газонасыщенной толщины продуктивной толщи

к общей толщине, а под коэффициентом расчлененности — отношение числа пластов коллекторов к общей толщине, деленной на десять. Последнее предусмотрено для снятия контролирующего влияния общих толщин, которые меняются от скважины к скважине в соответствии с их положением на структуре.

Статистические характеристики показателей неоднородности приведены в таблице. Оценка проведена на уровне стратиграфических горизонтов и отдельно по пачкам.

Максимальный коэффициент эффективности в целом для горизонта (0,77) соответствует отложениям се-веро-кельтменского горизонта, минимальный (0,53) — краснополянского горизонта. Соответственно меняется по разрезу коэффициент вариации W: он минимален для С2Ь^к(20,8 %) и максимален для С2(33,3 %). Таким образом, породы, слагающие северо-кельтменский горизонт, содержат наибольшее число коллекторов и наиболее однородны в этом смысле по площади. Наименьшее относительное число коллекторов содержат породы краснополянского горизонта и они же наименее однородны по площади.

В то же время коэффициент расчлененности минимален для С2Ь1эк (0,95) и приблизительно одинаков, но гораздо больше по значению для С2ьрк и С2Ькг — соответственно 1,65 и 1,7. Коэффициент вариации данного показателя наибольший для краснополянского гори-

зонта (47,5 %), наименьший — для прикамского (29,9 %).

Таким образом, по степени однородности, с учетом обоих показателей, стратиграфические горизонты Астраханского месторождения распределяются следующим образом: северо-кельтменский, прикамский, краснополянский.

Самыми емкими пачками продуктивной толщи Астраханского месторождения (базисными) являются пачки 8 и 9 северо-кельтменского горизонта и пачка 3 прикамского горизонта. Коэффициент эффективности для них равен соответственно 0,80; 0,84; 0,81, в то время как для пачек 17; 11; 7; 4; 2 его значения менее 0,5 при максимальном коэффициенте вариации (более 50 %).

Почти во всех пачках имеются отдельные литологические окна, где они сливаются с нижележащими горизонтами. Чаще всего такие явления наблюдаются для пачек 3; 6; 8. Остальные содержат, чаще всего в подошве, плотные пласты, которые могут являться разделами, особенно если они содержат пропластки глинистых известняков. В большей степени это характерно для подошвы пачки 10 и базисной пачки 11 северо-кельтмен-ского горизонта. Таким образом, неоднородность разреза настолько велика, что можно выделить три условно изолированных резервуара (объекта) — прикамский, северо-кельтменский, краснопо-лянский.

Статистические характеристики показателей неоднородности пачек и горизонтов башкирского резервуара Астраханского месторождения

Горизонт Пачка Число скважин Коэффициент эффективности

среднее значение Кэф коэффициент вариации (W, %) интервал изменения среднее значение Кр, 1/10 м коэффициент вариации (W, %) интервал изменения

Прикамский,С2Ь,рк 1 165 0,56 44,4 0-1 - - -

2 165 0,49 54,0 0-1 - - -

3 167 0,81 22,8 0-1 - - -

4 168 0,46 54,2 0-1 - - -

5 167 0,52 43,4 0-1 - - -

6 164 0,76 26,1 0-1 - - -

7 164 0,46 52,7 0-1 - - -

В целом 164 0,60 21,5 0,06-0,83 1,65 29,9 0,15-2,60

Северо-кельтмен- 8 161 0,80 26,6 0-1 - - -

ский,С2Ь5* 9 150 0,84 24,0 0-1 - - -

10 145 0,67 42,5 0-1 - - -

11 143 0,47 66,0 0-1 - - -

В целом 145 0,77 20,8 0-0,99 0,95 45,4 0,20-2,50

Краснополянский, 12 140 0,45 53,5 0-1 - - -

с2ь,кг 13 128 0,67 35,5 0-1 - - -

14 106 0,55 40,0 0-0,96 - - -

15 81 0,48 43,8 0-0,88 - - -

16 48 0,48 49,9 0-0,92 - - -

17 20 0,21 65,8 0-0,56 - - -

В целом - 124 0,53 33,3 0-0,77 1,70 47,5 0,70-4,75

В целом по продук- - 168 0,63 25,2 0,02-0,86 1,40 26,1 0,015-2,75

тивному разрезу

По совокупности закономерностей распределения по площади биогермных известняков, определяющих повышенные ФЕС, вырисовывается следующая картина коллек-торского потенциала разбуренного участка Астраханского месторождения (рис. 1). Распределение параметров ФЕС по площади носит зональный характер. Чередование зон с различными характеристиками происходит в области стыков разноамп-литудных и разноориентированных

поднятий (биогермных образований) и прогибов (образований мелководного шельфа), которым свойственны отличные от фонового комплекса ФЕС. В пределах отмеченных зон разрезы классифицируются как литологические экраны.

Наиболее выраженная граница-экран проходит между скв. 315 и 450, 404 и 413, 224 и 406, далее к скважинам 402, 719 и делит продуктивную толщу на два участка: северо-западный и юго-восточный.

В юго-западной части первого участка намечается несколько лито-логических экранов. На расстоянии более 10 км прослеживается первый литологический экран. Он простирается на северо-запад параллельно р.Ахтуба и проходит через скв. 313, 304, 74, 93, 94, 95. Второй литологический экран, в пределах описываемого западного участка, находится несколько южнее скв. 93, 94, 95, 96, 97, 89, третий — между скв. 62-63, 70-71, 78-79.

Рис. 1. СТРОЕНИЕ БАШКИРСКОГО РЕЗЕРВУАРА АСТРАХАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - изогипсы по кровле башкирского резервуара; 2 - биогермные известняки; 3 - предполагаемые литологические экраны; 4 -скважина; 5 - граница горного отвода

Рис. 2. ВЛИЯНИЕ СИЛОВОГО ФАКТОРА (СРЕДНЕГО ДЕБИТА ГАЗА) НА КОЛИЧЕСТВО ВОДЫ В ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

600 т

400 --

и

го Ж и

(О

(О

с

ф

и

(О п (О

\о ф

ф о

200

0

600 400 200

0 600

400

200

Прикамский резервуар

♦

+

+

+

+

+

+

+

10

12

14

ж ♦ \ Краснополянский резервуар ♦ ♦

ч

10 15 20 25 30 35 40 45

Северо-кельтменский резервуар

16

—I

18

-1

10 20 30 40 50 60

Количество воды в продукции скважин,см3/м3

В южной части северо-западного участка прослеживается еще один литологический экран, имеющий близкую к меридиональной ориентировку, по линии скв. 304-313 и 901-714-701.

Юго-восточный участок месторождения имеет один литологиче-ский экран по линии скв. 610 и 616.

Таким образом, участки отсутствия коллекторов определенного диапазона пористости (6-8, 8-12 и свыше 12 %) трактуются как граничные фильтрационно-емкостные зоны для отработки коллекторов

соответствующей градации: во-первых, они не содержат запасов в объеме пор указанного интервала пористости, во-вторых, представляют собой экран при латеральной миграции флюидов. Существование граничных фильтрационно-емкостных зон, выделяемых по одной из градаций пористости, объясняется условиями формирования коллекторов (Косачук Г.П., Мартынова Н.П., 1998).

Итак, приведенные материалы по неоднородности свидетельствуют о том, что литологические экра-

ны, обусловленные сочетанием се-диментационных и тектонических факторов, формируют почти блоковое строение резервуара. Такая характеристика строения резервуара должна отразиться на показателях разработки.

С целью уточнения геологической модели по данным показателей разработки была выполнена оценка степени взаимовлияния отборов из условных объектов эксплуатации при помощи связей силового фактора (средний дебит за все годы работы скважин) и возможного прорыва воды (средний водогазовый фактор (ВГФ). Из рис. 2 видно, что между отборами газа и наличием воды в продукции скважин намечается определенная тенденция: при росте коэффициента водонасыщен-ности дебит по газу снижается. Наиболее благоприятную характеристику отборов газа из месторождения показывает прикам-ский резервуар, среднюю — краснополянский, худшую — северо-кельтменский. Из этого следует, что основными путями фильтрации газа к скважинам служат высокоемкие коллекторы.

Высокоемкие коллекторы служат путями движения к скважинам не только газа, но, естественно, и пластовой воды. Это существенно затрудняет перетоки газа из низкопроницаемых разностей. Можно предположить, что в них как бы отсекается неактивная часть запасов и формируются макрозащемлен-ные объемы газа, вследствие чего в высокоемком резервуаре средние дебиты резко падают и стремятся (условно) к нулю.

Неоднородность резервуара Астраханского месторождения по латерали обусловлена наличием органогенных построек в разрезах прикамского, северо-кельтменско-го и краснополянского горизонтов. Органогенные постройки характе-

ризуются высокими ФЕС. Однако тенденция снижения дебита газа при росте коэффициента водонасы-щенности связана с ограниченностью запасов газа в самих органогенных постройках. В связи с неоднородностью развития органогенных построек по разрезу наиболее благоприятную характеристику отборов газа из месторождения имеет краснополянский резервуар, среднюю — северо-кельтменский и немного хуже — прикамский. То есть интенсивность вторжения вод здесь также определяется наличием макрозон с высокими ФЕС пород и отработкой запасов газа из ограниченных участков. Поэтому вода рано начинает появляться в продукции скважин, расположенных на этих участках.

Приведенная оценка влияния неоднородности разреза на связи среднего дебита и ВГФ показывает, сколь значительными могут быть потери газа в результате формирования его макрозащемленных объемов. В этой связи резервуар Астраханского месторождения предлагается рассматривать как совокупность макрозон (литологи-ческих блоков) различной продуктивности.

Вследствие отсутствия площадных и вертикальных перетоков в макрозонах с неактивными запасами (Кп < 6-8 %) часть из них должна рассматриваться в качестве потенциальных объектов для горизонтальных скважин.

Выделение макрозон различ-

*

ной продуктивности проводилось по потенциальному дебиту пласта при начальном пластовом давлении и фиксированной депрессии или с применением эмпирических зависимостей дебита пласта от средневзвешенной по эффективной газонасыщенной толщине пористости. Использование в расчетах потенциального дебита пористости, средневзвешенной по эффективной толщине всего продуктивного разреза, приводит к приближенной продуктивной характеристике. Принимая во внимание сложную зависимость продуктивности от пористости, предлагается другой вариант выделения макро-зон различной продуктивности — построение карт распределения эффективных газонасыщенных емкостей (параметр т1пР). Данный параметр является синтезированной величиной, которая наследует все свойства, особенности и области

распространения открытой пористости, значения эффективных газонасыщенных толщин, коэффициента газонасыщенности и как функция находится в прямой пропорциональной зависимости от ее составляющих.

Поэтому распределение эффективных газонасыщенных емкостей отложений каждого стратиграфического горизонта (при-камского, северо-кельтменского и краснополянского) в определенной степени будет отражать плотность запасов этих геологических единиц и особенности их концентраций в различных участках месторождения. В связи с этим карты эффективных емкостей коллекторов соответствующих горизонтов с определенной долей допустимости могут рассматриваться как карты условных плотностей запасов этих объектов и служить основой для выделения макрозон различной продуктивности.

© Г.П.Косачук, Ф.Р.Билалов, Т.Н.Титова, 2003

Strongly heterogenous productive thickness of Astrakhan field is considered as a combination of macrozones (blocks) of various productivity. As a main characteristic of macrozones, the distribution of bioherm limestones by area and section is accepted. Succesion of zones with different characteristics occurs in the area of juncting different amplitude and different oriented uplifts (bioherm formations) and troughs (shallow-water shelf formations) which are characterized by different from background parameters of rock-fluid system. Within the recognized zones the sections are classified as lithological screens.

* Выделение макрозон различной продуктивности на Астраханском месторождении / Т.С.Бузина, И.А.Леонтьев, В.Н.Чельцов // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. — М., 1998. — С. 179-183.