Введение

В последние годы геологам все чаще приходится исследовать сложнопостроенные залежи нефти и газа, связанные с породами со средними и низкими коллекторскими свойствами. Сложность эта прежде всего состоит в том, что в распределении в природных ловушках воды, нефти и газа наблюдаются существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, которая является главной рабочей гипотезой и эффективно работала и работает при моделировании «простых» геологических объектов с высокими фильтрационными свойствами пород-коллекторов. При изучении сложных объектов геологи нередко вынуждены для обоснования составленных ими моделей с позиции антиклинальной концепции наделять эти модели различного рода экранами, не подтвержденными ни данными бурения, ни сейсморазведки. Дело в том, что антиклинальная концепция не учитывает сил сопротивления миграции нефти и газа, которыми являются капиллярные давления, возникающие на границе пластовых вод и углеводородов в поровой среде. Противодействие капиллярных сил гравитационным создает в пласте-коллекторе со средней и низкой проницаемостью резкие колебания отметок ВНК, смещение залежей относительно сводов локальных структур, определяет размеры и форму водонефтяной зоны и др.

Составление капиллярно-гравитационных моделей нефтяных и газовых залежей позволяет выявить истинные причины сложного распределения углеводородов в природных ловушках и произвести в таких случаях прогноз положения контура нефтегазоносности и других указанных характеристик залежей.

Также капиллярные силы представляют основной фактор, противодействующий извлечению нефти из продуктивных пластов, и, особенно, на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Как известно, в России среди открытых нефтяных месторождений около 65% относятся к месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами.

В 2010 году из залежей с трудноизвлекаемыми запасами в России планируется добывать в год около 70% нефти [47]. Как писал А.А. Ханин (1979), если бы капиллярные эффекты отсутствовали, то извлечение нефти было бы полным, т.е. стопроцентным. В настоящее время после разработки месторождения и полного обводнения пласта в недрах остается от 60 до 90% от первоначальных запасов нефти.

Капиллярно-гравитационная модель залежи сложного геологического строения и (или) содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти может быть использована для разделения нефтяного скопления по геолого-промысловым характеристикам, что позволит уточнить систему разработки залежи, наиболее оптимально произвести расстановку добывающих и нагнетательных скважин, учесть и уменьшить негативное влияние неоднородности пласта на нефтеотдачу.

Цель работы - повышение эффективности разведки и разработки нефтяных и газовых залежей в юрских и неокомских отложениях Западной Сибири.

2.Теоретические основы составления капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти и газа с целью их разведки и разработки

Известно, что природные нефтегазоносные резервуары представляют собой поровые многофазные гетерогенные системы с изменчивыми во времени и пространстве свойствами и с практически бесконечным количеством контактирующих межфазных поверхностей. Поэтому становится очевидным, что важная роль в распределении воды, нефти и газа в природных резервуарах может принадлежать различным капиллярным силам, действующим в самых разнообразных геологических условиях. При этом, согласно определенному благоприятному комплексу условий, возникает та или иная ловушка для нефти или газа. По справедливому замечанию А.Леворсена (1958), каждая залежь представляет собой единичное явление, и ее образование можно считать конечным результатом взаимодействия 20-25 переменных величин.

В нефтегазовой геологии, как известно, господствующей является антиклинально-гравитационная концепция нефтегазонакопления. Зародилась она в 1859 г., когда полковник М.Дрейк в Пенсильвании (США) обнаружил связь нефтяных залежей с антиклинальными структурами. Затем, согласно принципам этой концепции в качестве перспективных объектов для поисков неантиклинальных залежей стали рассматривать также головные, т.е. наиболее приподнятые в структурном отношении участки выклинивающихся проницаемых пластов. Согласно антиклинально-гравитационной теории нефтегазонакопления, основным фактором, регулирующим поступление нефти и газа в природную ловушку, являются силы плавучести углеводородов. К настоящему времени на основе антиклинально-гравитационной концепции открыто не менее 50 тыс. известных в мире нефтяных и газовых залежей. Она явилась базой для возникновения и развития мировой нефтегазодобывающей промышленности. На ее основе составляли и составляют планы поисково-разведочных работ, строят модели нефтяных и газовых залежей с целью подсчета запасов, разведки и разработки нефтегазоносных промысловых объектов.

Но, следует отметить, что антиклинально-гравитационная концепция, наиболее правдоподобно отражает условия нефтегазонакопления и распределение воды и нефти в ловушках с весьма высокими геолого-физическими характеристиками. Однако, в наше время на долю геологов промысловиков остались в основном месторождения, не обладающие такими свойствами. Все чаще приходится иметь дело с так называемыми сложнопостроенными месторождениями с трудно извлекаемыми запасами. Как правило, распределение воды, нефти и газа в продуктивных пластах таких месторождений имеет существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции. Эти наблюдаемые отклонения обусловлены тем, что антиклинальная концепция не учитывает действие капиллярных сил, участвующих как в процессе нефтегазонакопления, так и при вытеснении нефти из пласта, и ограничивается его морфометрическими характеристиками.

Капиллярные давления, как известно, представляют основную силу сопротивления миграции нефти и газа.

С переходом в последние десятилетия поисково-разведочных работ на объекты, где капиллярные эффекты играют гораздо большую роль, чем в ранее выявленных сравнительно крупнопоровых объектах, успешность поисково-разведочных работ резко снизилась. Например, на первой стадии поисково-разведочных работ в Западной Сибири, когда осваивали продуктивные отложения сеномана, представленные крупнопоровыми, нередко сверхкапиллярными, коллекторами, эта успешность достигала 60%, что на мировом уровне является весьма высоким показателем. С переходом же на неокомский и юрский нефтегазоносные комплексы, залегающие на больших глубинах, где породы-коллекторы представлены сравнительно мелкопоровыми разностями с высокими капиллярными давлениями, успешность поисково-разведочных работ в грубом приближении снизилась соответственно до 30% и 10%.

На рисунке 1.1 представлен график распределения капиллярных давлений смещения на границе пластовых вод и газа в юрских, неокомских и сеноманских песчаных породах северных районов Западной Сибири. Как следует из графика, диапазон изменения значений капиллярных давлений в сеномане составляет от 0 до 0.2 МПа. Многие образцы охарактеризованы нулевыми значениями этого параметра, что указывает на широкое распространение в сеномане пород-коллекторов со всерхкапиллярными порами. В неокомских песчаных породах капиллярные давления изменяются от 0.2 до 3.5 мПа. Нулевые значения отсутствуют. В юрских отложениях, залегающих в северных районах Западной Сибири на глубинах порядка 4000 м., капиллярные давления изменяются от 0.5 до 3.5 МПа.

Увеличение значений капиллярных давлений с глубиной соответствует известной закономерности ухудшения фильтрационных свойств поровых коллекторов при погружении. Однако, в случаях погружения пород-коллекторов в условиях без дренирования, коллекторские свойства пород сохраняются, но повышается пластовое давление вплоть до АВПД [19]. В природных условиях в зонах без дренирования при погружении и, таким образом, при повышении горного (литостатического) давления, пластовая вода не может покинуть коллектор и противодействует горному давлению. В связи с этим повышается пластовое давление до АВПД и сохраняются коллекторские свойства; пористость и проницаемость меняются несущественно. При этом несущественно изменяются и капиллярное давление на контакте пластовых вод и углеводородов. В зонах с дренированием, данные о которых представлены на рис. 1.1, т.е. имеющих область разгрузки пластовых вод, при погружении и повышении горного давления вода покидает зону, вследствие чего радиус пор уменьшается, что влечет за собой уменьшение проницаемости и капиллярного давления. Таким образом, стадией сохранения коллектора в условиях недр можно назвать стадию сохранения его в поровом пространстве свободного (гравитационного) флюида. Уплотнить осадочную породу можно только путем удаления из нее воды или другого флюида. То есть, коллекторские свойства пород изменяются только в том случае, если при погружении или при разработке месторождения изменяется соотношение твердой, жидкой или газовой фаз.

Рассмотренная закономерность изменения капиллярных давлений с глубиной на Севере Западной Сибири согласуется с изменением успешности поисково-разведочных работ при переходе от поисков и разведки сеноманских объектов к объектам неокома и юры.

Такое явление представляется вполне естественным, поскольку с увеличением капиллярных давлений строение нефтяных и газовых залежей усложняется, и в распределении в природных ловушках воды, нефти и газа наблюдаются все большие отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, которая, как известно, лежит в основе поисково-разведочных работ и является у геологов-нефтяников главной рабочей гипотезой.

Также и при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири методом заводнения, в сравнении с Урало-Поволжьем, где впервые был в России применен этот метод, конечная нефтеотдача оказалась в два и более раза ниже.

Одной из главных причин такого снижения эффективности работ является неучет капиллярных характеристик природных нефтегазоносных резервуаров, представляющих основной фактор противодействующий вытеснению нефти из пласта.

Р ис. 1.1. График распределения капиллярных давлений начала фильтрации в юрских, неокомских и сеноманских песчаных породах Западной Сибири

В настоящее время при составлении проектов как разведки, так и разработки нефтяных и газовых залежей в их геологической части ограничиваются, как правило, моделями, составленными на основе антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления. В случаях, когда распределение нефти или газа в природной ловушке не согласуется с антиклинальной структурой, геологи зачастую вынуждены в угоду антиклинальной концепции снабжать модель залежи проблематичными разломами, зонами замещения пласта-коллектора и другими экранами, не подтвержденными данными бурения и сейсморазведки. При этом основную причину этих отклонений, т.е. различные капиллярные эффекты, возникающие в поровой среде на границе воды, нефти и газа, как правило, не учитывают. Но, как известно, всякая теория хороша до тех пор, пока она удовлетворительно и без насилия объясняет наблюдаемые факты.

Некоторые пути использования данных о капиллярных свойствах природных нефтегазоносных резервуаров при решении поисково-разведочных и промысловых задач показаны в работах М.Т. Аббасова, Д. Амикса и др., Р. Берга, Ю.Я. Большакова, Ю.П. Гаттенберга, Ш.К. Гиматудинова, А.Е. Гуревича, Д. Дженингса, Н.А. Еременко, Ю.В. Желтова, А.А. Карцева, Ж. Коллинза, А.Э. Конторовича, Ф. Крейга, М.М. Кусакова, Л.В. Лютина, М. Мунна, А.Ю. Намиота, Р.С. Сахибгареева, А.А. Ханина, Р. Чепмена, И.М. Эланского и др.

Основными параметрами, определяющими действие капиллярных эффектов на распределение в природных резервуарах воды, нефти и газа, являются поверхностно-молекулярные свойства твердой фазы, т.е. смачиваемость породы-коллектора и капиллярное давление. Смачиваемость определяет направленность действия капиллярных сил, а капиллярное давление представляет собой основную силу сопротивления миграции или фильтрации нефти и газа в поровом пласте.

Согласно фундаментальному закону Юнга-Лапласа, капиллярное давление (Pk) при наличии в пористой среде двух несмешивающихся фаз, пропорционально произведению межфазного натяжения (γ) на кривизну межфазной поверхности ( ):

Pk ≈ ± γ

Таким образом, капиллярное давление представляет собой функцию двух переменных величин - межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности. В свою очередь кривизна межфазной поверхности существенно определяется радиусом порового канала. Капиллярное давление системы нефть (газ) – вода определяется как разность давлений в нефтяной (газовой) и водной фазах:

Pk=Pн(г)-Pв

В зависимости от характера смачиваемости твердой фазы капиллярное давление может быть положительным или отрицательным. Так в гидрофильной поровой среде капиллярное давление на границе нефти (газа) и воды является положительным. В гидрофобном коллекторе оно отрицательное. Согласно свойству жидкостей и газов самопроизвольно принимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефти и газу энергетически выгоднее занимать относительно крупные поры, а воде – мелкие. Обратное распределение воды и углеводородов происходит в гидрофобном коллекторе.

Ю.Я.Большаковым [5] было рассмотрено взаимодействие капиллярных и гравитационных сил при формировании залежей нефти и газа. В результате был выделен тип нетрадиционных капиллярно-экранированных залежей нефти и газа, подразделенный на три класса: гидрофильный, гидрофобный и смешанный, гидрофильно-гидрофобный. Также были намечены пути их поисков. Однако, всякая залежь нефти или газа, в том числе и залежь классического антиклинального типа, находится в сфере действия капиллярных и гравитационных сил, поскольку содержится в поровой многофазной среде, подверженной гравитационному воздействию. Поэтому при моделировании залежей нефти или газа любого типа с целью их разведки или разработки учет капиллярных характеристик природного нефтегазоносного резервуара представляется весьма полезным.