Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

На правах рукописи

научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа

Специальности: 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений;

25.00.12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

ЧАН ЛЕ ДОНГ

Уфа 2008

Работа выполнена в Совместном предприятии СП «Вьетсовпетро» и в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Хайрединов Нил Шахиджанович

доктор технических наук, профессор

Рогачев Михаил Константинович

доктор технических наук

Гафаров Шамиль Анатольевич

Ведущая организация Общество с ограниченной ответственностью

НПО «Нефтегазтехнология», г. Уфа

Защита состоится ______________ в 15.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан __________________

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Промышленные залежи углеводородов (УВ) в магматических породах фундамента известны во многих регионах мира. Однако доля месторождений, приуроченных к породам фундамента, в общем числе месторождений, обнаруженных в мире к настоящему времени, не превышает 1 %. Такое соотношение отвечает преобладающим представлениям о происхождении нефти, опирающимся, в основном, на осадочно-миграционную теорию, которая обосновывает доминирующую нефтегазоносность осадочного чехла, в то время как фундамент традиционно относится к категории бесперспективных объектов.

В последние годы интерес к фундаменту как нефтепромысловому объекту значительно возрос. Это связано как с открытием в нем новых значительных скоплений углеводородов, так и с постепенным истощением запасов УВ месторождений, связанных с породами осадочного чехла.

Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проведенного на Кольском полуострове, в Татарии, в Швеции, а также публикации по месторождениям, связанным с породами фундамента, свидетельствуют о том, что фундамент не представляет собой монолитную непроницаемую толщу, а, наоборот, содержит, и порой на значительной глубине от его поверхности, трещиноватые разуплотненные зоны, благоприятные для скоплений углеводородов. В результате поисково-разведочных работ, проведенных на шельфе Южного Вьетнама, за последние годы обнаружен ряд промышленных залежей нефти и газа в породах фундамента на месторождениях «Белый Тигр», «Дракон», «Руби», «Черный Лев» и т.д. Следует отметить, что доля получаемой углеводородной продукции из залежей фундамента составляет около 90 % от общей добычи нефти страны. Это обстоятельство требует всестороннего изучения магматогенных пород фундамента, их вещественного состава, генезиса, процессов вторичных изменений, т.е. построения модели коллекторов, исследования характера распределения и формирования трещинных систем, выявления закономерностей формирования и размещения залежей, разработки критериев оценки перспектив нефтегазоносности и основ эксплуатации залежей УВ в коллекторах «нетрадиционного» типа, развитых в фундаменте изучаемого региона.

В основу диссертационной работы положен проанализированный автором в период 1981-2007 гг. материал, представляющий собой обобщенные результаты производственной деятельности Петровьетнама, СП «Вьетсовпетро» и особенно его структурного подразделения «НИПИморнефтегаз», зарубежных морских нефтегазопоисковых предприятий и фирм, выполнявших на контрактной основе по заданию СП «Вьетсовпетро» («Дальморнефтегеофизика», «Жеко-Пракла», «SSI», ЦГЭ) различные производственные и тематические работы, а также материалы, полученные из публикаций или предоставленные организациями, занимавшимися геологическим изучением шельфа Вьетнама и прилегающих к нему акваторий.

Анализ и обобщение фактического материала выполнены лично автором или под его руководством в рамках проводимых Вьетнамским Институтом Нефти и Газа и НИПИморнефтегаз ряда тематических научно-исследовательских работ, научным руководителем и ответственным исполнителем которых автор являлся в течение 20-ти лет.

Целью работы является установление закономерностей размещения залежей нефти и газа, разработка критериев прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности и создание научных основ систем разработки трещиноватых коллекторов фундамента шельфа Южного Вьетнама.

Основные задачи исследований

1. Выявление состава и строения фундамента; создание современной гидродинамической модели развития шельфа Южного Вьетнама.

2. Разработка модели фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, основных процессов, определивших их образование, в гранитоидах шельфа Южного Вьетнама.

3. Выявление закономерностей размещения залежей УВ в магматических породах фундамента.

4. Создание геолого-технологических основ разработки залежи нефти и газа фундамента шельфа Южного Вьетнама (на примере месторождения «Белый Тигр»).

5. Установление принципов и проведение анализа систем разработки залежи в трещиноватых гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр».

Научная новизна

1. Доказано, что гранитоидный фундамент является нефтегазосодержащим объектом. Выявлен особый вид коллектора в гранитоидах, отличающегося от терригенных и карбонатных коллекторов и требующего нетрадиционных подходов к разведке и разработке залежей нефти и газа.

2. Определены геологические факторы, контролирующие формирование залежей нефти и газа в фундаменте шельфа Южного Вьетнама.

3. Разработаны научные основы и построены геологические модели формирования залежей нефти в гранитоидных коллекторах.

4. Созданы геолого-технологические основы разработки и построены гидродинамические модели эксплуатации залежей нефти в фундаменте Южного Вьетнама.

5. Предложен и научно обоснован нетрадиционный метод разработки уникального объекта фундамента, не имеющий аналогов в мировой практике.

Практическая ценность результатов работы

1. Основные научные результаты диссертационной работы легли в основу проекта разведки месторождений шельфа Южного Вьетнама.

2. Предложенная система разведки нефтяных залежей привела к открытию целого ряда месторождений в фундаменте шельфа Южного Вьетнама.

3. Созданы геолого-технологические основы и система разработки месторождений фундамента, не имеющие аналогов в мировой практике, которые позволили в целом значительно эффективнее разрабатывать месторождения шельфа Южного Вьетнама «Белый Тигр», «Дракон», «Черный Лев», «Заря».

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:

- конференциях, посвященных 10-, 15-, 20-, 25- и 30-летию образования нефтяной отрасли Вьетнама, г. Ханой, 1985 г., 1990 г., 1995 г., 2000 г. и 2005 г.;

- 2-ой геологической конференции Вьетнама, г. Ханой, 1984 г.;

- 2-ой геологической конференции Индокитая, г. Ханой, 1991 г.;

- Международном симпозиуме комитета по анализу кернов, США, 12-14 сентября 1995 г.;

- 2-ой научно-технической конференции, посвященной 850-летию г. Москвы, г. Москва, 1997 г.;

- 9-ой международной конференции по коллоидным исследованиям, г. София, 1997 г.;

- конференции по механике нефти Вьетнама, г. Ханой, 1997 г.;

- Международной конференции «Petroleum system of SE Asia and Australasia», Jakarta, 21-23 мая, 1997 г.;

- конференциях, посвященных, 15-, 20-, 25-летию образования СП «Вьетсовпетро», г. Ваунгтау, 1996, 2001 и 2006 гг.;

- Международной конференции по геофизическим исследованиям скважин, г. Москва, 1998 г.;

- IV Международной научно-практической конференции «Чазарнефтегазятаг-2000», г. Баку, 10-13 октября 2000 г.;

- 2-ой Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов», г. Москва, 19-21 октября 2004 г.;

- научно-практической конференции в рамках VII Российского энергетического форума, г. Уфа, 2007 г.

Публикации

Основное содержание работы изложено в 85 научных статьях в российских и зарубежных изданиях, в том числе в двух монографиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, десяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 200 наименований. Изложена на 300 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 60 рисунков.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена изучению геологического строения шельфа Южного Вьетнама. Шельф Южного Вьетнама является частью Индосинийско-Зондской переходной постепенного наращивания континентальной коры за счет процессов аккреции и последовательного причленения разновозрастных субдукционных комплексов к Азиатскому континенту. Особенности формирования коры переходного типа, занимающей промежуточное положение между типичными континентальными и океаническими корами, обусловили сложную петрологию и разнообразие вещественного состава пород фундамента, образующих гетерогенный докайнозойский комплекс.

Кыулонгская впадина площадью около 30000 км2 со стороны материка ограничивается моноклиналью, а на юго-востоке поднятием Коншон. Поверхность фундамента находится на глубине 6,0…6,5 км , а в наиболее приподнятых участках Центрального поднятия - на глубине 2,5…3,5 км. Характерной чертой геологического строения впадины является наличие крупных, протяженностью несколько десятков километров и амплитудой до 1500…1600 м, конседиментационных сбросов и сбросо-сдвигов, а также многочисленных более мелких нарушений. Сбросы северо-восточного простирания обусловили образование высокоамплитудной горстовой структуры «Белый Тигр» - главного элемента Центрального поднятия.

Стратиграфический разрез Кыулонгской впадины включает докайнозойский кристаллический фундамент, сложенный преимущественно кислыми интрузивными породами и перекрывающими его терригенными отложениями олигоцена, миоцена и плиоцен-четвертичного времени.

В пределах Кыулонгской впадины основным нефтегазоносным комплексом является трещиноватый гранитоидный фундамент - наиболее перспективный объект, дающий свыше 90 % общей добычи впадины. Остальная часть углеводородов сосредоточена в песчаниках и алевролитах нижнего олигоцена (второго по значимости нефтесодержащего комплекса), верхнего олигоцена и нижнего миоцена.

Результаты исследований показывают, что в пределах исследуемого района можно выделить 5 систем основных разрывных нарушений.

Эти разрывные нарушения играют важную роль в расчленении и перемещении блоков фундамента от их первоначального положения.

Во второй главе рассмотрена геодинамическая модель развития шельфа Южного Вьетнама.

В основу геодинамического анализа положены представления о том, что эволюция литосферы проходит не через традиционную историко-геологическую пару «геосинклиналь платформа», а через более глобальные категории, а именно «океан континент», где геосинклинали и платформы занимают частную позицию (В.П. Гаврилов, 1986). В соответствии с этими воззрениями полный цикл развития литосферы (геодинамический цикл) состоит из двух этапов: океанообразование (океаногенез) и континентообразование (континентогенез). Те, в свою очередь, распадаются на стадии и фазы.

Континентальный шельф Южного Вьетнама является составной частью обширной Индосинийско-Зондской переходной зоны, простирающейся от Охотского моря до Австралийского континента. Его формирование происходило за счет процессов аккреции и последовательного причленения разновозрастных субдукционных комплексов к восточной окраине Азиатского континента, что привело к его разрастанию и выдвижению в сторону Тихого океана.

Ослабленные зоны испытывали раздвигающие усилия: по пологим листрическим сбросам происходило смещение отдельных блоков литосферы к центральным частям рифтовых долин. Эти косопадающие блоки, перекрываясь впоследствии осадками, оказались погребенными, и ныне известны в качестве выступов фундамента, с которыми связаны нефтяные месторождения «Белый Тигр», «Дракон» и др.

С учетом предложенной геодинамической модели развития континентального шельфа СРВ следует, что наиболее характерной чертой является широкое развитие рифтов.

Подводя итог анализа геодинамической эволюции Зондского шельфа и его части - шельфа Южного Вьетнама, можно сделать следующие выводы.

1. В геологической истории Зондского шельфа можно выделить следующие стадии геодинамической эволюции с преобладанием определенного геодинамического режима:

собственно океаническая (спрединг) - девонский и каменноугольный периоды палеозойской эры;

субдукционная (аккреционная) - пермский период палеозойской эры;

эпиокеаническая - мезозойская эра;

рифтогенная - палеогеновый период кайнозойской эры;

синеклиз - неоген-четвертичный период кайнозойской эры.

2. Анализ особенностей геодинамической эволюции Зондского шельфа показывает, что все геологические события, приведшие к его образованию, вполне вписываются в полный цикл геодинамической литосферы. Следует только отметить, что анализируемый период геологического развития Зондского шельфа соответствует лишь части полного цикла геодинамической эволюции литосферы, а именно со стадии собственно океанической до платформенной стадии синеклиз.

3. Важнейшей тенденцией в геологической истории развития Зондского шельфа на протяжении последних 300…350 млн лет (начиная с девонского периода) являлись постепенное отмирание океана и замена его на континентальные массы. Процесс этот продолжается и в настоящее время. Конечным результатом этих процессов являются постепенное разрастание гранитной коры и сокращение океанического пространства.

4. Юго-Восточная Азия состоит из множества неоднородных микроплит, относительные движения которых привели к возникновению единой континентальной плиты. Неоднократные подвижки микроплит относительно друг друга сыграли большую роль в формировании гранитоидного основания Зондского шельфа.

5. Геолого-геофизическими и буровыми работами для шельфа юга Вьетнама установлена региональная нефтегазоносность. При этом большинство выявленных месторождений связаны с рифтовыми впадинами, в которых нефтеносными являются выступы гранитоидного фундамента и перекрывающие их песчано-глинистые терригенные образования кайнозойского возраста.

В третьей главе рассмотрены особенности строения фундамента шельфа Южного Вьетнама, который представлен преимущественно гранитоидами (в основном гранитами и гранодиоритами), заметным распространением пользуются диориты, кварцевые диориты, реже встречаются габброиды.

Большинство скважин, вскрывших фундамент Кыулонгской впадины, пробурены на месторождении «Белый Тигр». Фундамент этой крупной горст-антиклинальной структуры характеризуется значительной петрографической неоднородностью.

Гранитоидный массив «Белый Тигр» сложное гетерогенное тело, состоящее из различных плутонических пород, образование которых связано с проявлением магматических процессов, разделенных огромными промежутками времени.

Согласно разработанной автором модели строения коллекторов, в породах фундамента развиты три типа пустотности.

1. Пустотность блоков, состоящая из пустотности матрицы, пассивной внутриблоковой пустотности (первичных межкристаллических и частично вторичных микротрещин дегидратации), а также отдельных пустот (крупных пор, каверн, трещин). Фильтрация в блоках затруднена.

2. Пустотность системы изометрических пор, каверн, микрокарста, микролитовых пустот и т.д., обладающей высокой емкостью и пониженной фильтрационной характеристикой.

3. Пустотность системы микро- и макротрещин, характеризующейся повышенной фильтрационной способностью. Фильтрационно-емкостные свойства этой системы определяются емкостью трещин.

В связи с тем, что емкостные свойства коллекторов в массиве пород фундамента определяются тремя типами пустотности, логично предположить, что общая проницаемость коллекторов, представляющих по фильтрационным свойствам трещино-каверно-блоковую систему, будет зависеть от соотношения проницаемостей, входящих в эту гидродинамическую систему.

Газопроницаемость трещиноватых гранитов иногда достигает нескольких тысяч миллидарси (мД), но в некоторых случаях уменьшается приблизительно до 1 мД (в блоковой части залежи). Но средняя величина проницаемости для всего фундамента варьируется в пределах от 0,2 до 226 мД.

Сравнение результатов исследования на керне фундамента дает значение отношения емкостей макротрещино-кавернозных пустотностей к общим суммарным емкостям всех разновидностей пустот (в том числе микротрещин, макрокаверн и межзерновых пор) для всего месторождения от 0,28 до 0,52 (среднее 0,40 мД).

Лучшие фильтрационные свойства имеют трещино-кавернозные граниты. Подавляющий объем кристаллических пород фундамента Центрального свода занимают трещиноватые граниты, а гранодиориты широко распространены в западной и северной частях Северного свода.

Отмечается тенденция ухудшения фильтрационно-емкостных свойств с глубиной.

Проведенный анализ результатов гидродинамических исследований при установившихся режимах подтверждает наличие трех видов пустотности в гранитоидных коллекторах, для которых характерны различные проницаемости.

Изучение характера раскрытости трещин показало, что примерно 70…80 % из них обладают слабой раскрытостью и их можно отнести к микротрещинам или имеют закрытый характер (раскрытость 0,1 см), остальные имеют раскрытость 0,2…1,0 см, иногда до единиц и даже до десятков метров. Материалы заполнения трещин имеют разнообразные состав и генезис. По виду и составу материала заполнения трещин можно выделить:

- трещины, заполненные материалами магматического происхождения, представленными жилами пегматита, аплита, диабаза;

- трещины, заполненные жилами гидротермального происхождения, представленными цеолитом, хлоритом, кальцитом, кварцем, каолинитом. Чаще всего они имеют небольшой размер (1…2 мм), достигающий иногда 1…2 см, высокую плотность развития по всем направлениям и сложное соотношение между собой;

- трещины, заполненные терригенным материалом вторичного происхождения (песком, глиной, алевритом). Они занимают значительное место в пределах исследуемого участка. Величина раскрытости трещин различная и в среднем составляет 1,5…2,0 см, достигая иногда 20 см.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие основные выводы:

- результаты керновых, геофизических и гидродинамических исследований показывают, что породы-коллекторы в массиве кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама характеризуются тройной пустотностью;

- фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов фундамента характеризуются высокой неоднородностью. Однако можно наблюдать тенденцию увеличения ФЕС по мере приближения к разломам и ухудшения с глубиной;

- поскольку проницаемость коллектора в массиве пород фундамента является интегральной величиной, определяемой вкладом коллекторов с различными типами пустотностей, не существует единой универсальной модели, описывающей связь проницаемости с геофизическими параметрами. Поинтервальное определение проницаемости возможно, если есть результаты исследования с построением индукционного каротажа (ИК) и кривые геофизических исследований скважин (ГИС) по контролю за разработкой, позволяющие определить поинтервальный дебит;

- достоверная оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в породах фундамента возможна только по комплексу гидродинамических, геофизических и керновых исследований.

В четвертой главе приведены факторы, определившие формирование коллекторов в массиве пород фундамента. Изменение пород фундамента, приводящее к формированию в них различных видов пустотного пространства, происходило под воздействием множества геологических процессов. Соответственно роли и значимости их можно выделить следующие:

- тектонические движения (главным образом дизъюнктивные нарушения), осложняющие строение структурных элементов и приводящие к нарушению монолитной целостности пород и созданию первичного тренда трещиноватости;

- геотермические полициклические процессы преобразования магматических тел, главным образом процессы контракции (усадки);

- гипергенезис (поверхностное выветривание, деятельность метеорных вод);

- гидротермальная деятельность и условия среды ее реализации (наличие проводящих каналов, степень «закрытости» гидротермальной сферы и т.д.);

- минерально-петрографический состав магматических пород и связанная с ним направленность процессов вторичного минералообразования.

Рассматривая доминирующую роль тектонических движений, в частности разрывной тектоники, в формировании участков и зон разуплотнения целостности кристаллических пород фундамента, следует отметить, что следствием ее деятельности являются образование мощных региональных и локальных трещинных систем, кливажа скалывания и нарушения монолитности пород, что обусловливает возникновение зон интенсивного смятия и дробления магматогенных и метаморфических образований фундамента.

Активная тектоническая деятельность привела к нарушению монолитной целостности (разуплотнению) пород, характеризующихся высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Наличие подобных тектонических нарушенных зон способствовало проявлению активной гидротермальной деятельности и интенсификации вторичного минералообразования. Наиболее благоприятными условиями для реализации этих процессов являются преобладание «открытых» трещинных систем в зонах разуплотнения и максимальная степень «закрытости» структур вышележащими флюидоупорами.

В пятой главе выявлены закономерности размещения залежей нефти и газа в фундаменте шельфа Южного Вьетнама. В настоящее время шельф Южного Вьетнама является основным районом страны, в котором сосредоточены вся добыча нефти и основные объемы добычи углеводородного газа, связанным с промышленной эксплуатацией месторождений нефти и газа, открытых в Кыулонгской и Южно-Коншонской впадинах.

В геологическом разрезе этих впадин нефтегазопроявления различной интенсивности, вплоть до промышленных притоков, отмечены в широком стратиграфическом диапазоне - от плиоцена до мезозойских пород фундамента.

Основная добыча нефти ведется на 4 месторождениях («Белый Тигр», «Дракон», «Заря» и «Руби»). Месторождение «Белый Тигр» объединяет в своем составе 59 залежей нефти, приуроченных к терригенным отложениям неогена, палеогена и кристаллическим породам фундамента. Месторождение «Дракон» включает в свой состав все нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи, установленные на структурах «Дракон», «Восточный Дракон», «Юго-Восточный Дракон». По величине извлекаемых запасов нефти месторождение «Белый Тигр» относится к крупным, месторождения «Дракон», «Заря», «Руби» - к средним. По фазовому составу месторождения «Белый Тигр», «Заря», «Руби» - нефтяные, месторождение «Дракон» газоконденсатнонефтяное, однако, учитывая незначительную весовую долю газа и конденсата в объеме всех запасов, его также можно рассматривать как нефтяное.

Эти месторождения многопластовые и многозалежные. Наиболее крупные залежи нефти связаны с породами фундамента, в которых образовались массивный (Дракон) и массивно-тектонически экранированный (Белый Тигр, Заря) резервуары.

В настоящее время залежи нефти фундамента обеспечивают более 90 % общей добычи нефти на месторождении «Белый Тигр».

Залежь нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр» приурочена к горстообразному выступу фундамента, сложенному различными по петрологическому составу и геологическому возрасту магматогенными породами.

Залежь нефти в породах фундамента этого месторождения контролируется древним выступом, образующим тектонически экранированную ловушку северо-восточного простирания, размеры которой составляют 28х7 км, высота - более 1600 м.

С запада и востока выступ ограничен крупными разрывными нарушениями амплитудой от нескольких сотен метров до 2 км, по которым с ним контактируют осадочные породы нижнего и верхнего олигоцена. Выступ фундамента рассечен серией субмеридианальных разломов на ряд крупных блоков.

Нефть залежи фундамента содержится в замкнутом резервуаре с неравномерной нефтенасыщенностью разреза.

За счет макро- и микротрещиноватости существует сообщаемость различных зон и участков, которые образуют единую гидродинамическую систему. В то же время месторождение множеством нарушений разбито на блоки, в связи с чем в некоторых из них могут быть встречены самостоятельные изолированные залежи с различными по глубине нижними ограничениями. В пределах каждого такого блока залежь имеет массивный характер, но для фундамента в целом более подходит определение залежи как массивно-блоковой.

По результатам изучения разреза фундамента в скважинах можно сделать вывод, что петрологический состав пород, наряду с тектоникой, также является показателем их продуктивности, которая зависит не только от степени трещиноватости пород, но и их вторичного преобразования.

В вертикальном разрезе породы фундамента на месторождении «Белый Тигр» подразделяются на две части: верхнюю с более высокой плотностью трещин и нижнюю с меньшей насыщенностью трещинами.

В пределах разбуренных зон участки с высокой степенью трещиноватости занимают 19,0 % в объеме пород, а содержащиеся в них запасы составляют 84,5 %. Доля запасов нефти в породах с макротрещиноватостью участков с высокой степенью нарушенности составляет 74 %. В слабонарушенных участках коллектор занимает около 10 % в объеме пород, а доля запасов в них достигает 15,5 %. Объем пород ненарушенных участков составляет 71 %.

В формировании и сохранности залежей углеводородов важнейшая роль принадлежит покрышкам, их свойствам и особенностям распространения по площади. Покрышками являются глинисто-аргиллитовые толщи пород нижнего миоцена, верхнего и нижнего олигоцена толщиной не менее 20 м без примеси песчаного материала. От толщины покрышки, ее состава, экранирующих свойств и особенностей распространения во многом зависят нефтегазоносность фундамента и положение верхней границы залежей нефти.

Сложнее обстоит вопрос с определением нижней границы залежей нефти фундамента.

На месторождении «Белый Тигр» появление воды в фундаменте отмечено только в одной скважине (БТ-110), расположенной на Северном своде. Вода по физико-химическим свойствам отличается от закачиваемой, отмечена на глубине ниже 4500 м после длительной эксплуатации залежи.

Основываясь на приведенных фактах, а также результатах интерпретации сейсмических материалов, можно сделать вывод, что положение нижней границы нефтегазонасыщения пород фундамента на месторождениях шельфа Южного Вьетнама контролируется особенностями распространения коллекторов по разрезу их фильтрационно-емкостных свойств. По этой причине поверхность водонефтяного контакта (ВНК) в фундаменте может иметь сложную форму, и он может быть встречен на разных глубинах даже в контуре одной и той же залежи.

По величине избыточного давления для залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» (Х.В. Куи) положение ВНК можно прогнозировать на глубинах более 500 м, т.е. ниже замка структуры на 550 м.

Из этого можно сделать важный вывод о том, что нефть в фундаменте может аккумулироваться не только в приподнятых частях, но и в пониженных участках структур, если имеются условия для образования трещиноватости пород, и зоны трещиноватости перекрыты качественной покрышкой, т.е. структурный фактор не является преобладающим. Одним из вероятных таких участков является зона, расположенная вдоль разрывных нарушений, протягивающихся от месторождения «Белый Тигр» до месторождений «Дракон» и «Заря».

Ведущим фактором, определяющим размещение залежей нефти в породах фундамента, как показывают результаты исследований, является наличие разрывных дислокаций.

Из вышеизложенного приходим к следующим основным выводам.

1. Фундамент рассматриваемого региона является одним из основных нефтегазоперспективных объектов проведения поисково-разведочных работ.

2. Залежи нефти шельфа Южного Вьетнама размещаются в резервуарах, пространственное положение которых контролируется, в основном, зонами развития пород-коллекторов, поэтому нефть может аккумулироваться как в повышенных частях, так и в частях выступов фундамента, в том числе гипсометрически ниже замков положительных структур. Поэтому при бурении первых поисковых и разведочных скважин на новых площадях породы фундамента необходимо вскрывать на максимально возможную глубину.

3. Наиболее крупные скопления нефти приурочены к выступам фундамента, осложненным нарушениями взбросового типа, в которых под воздействием вертикальных сил в приподнятых по взбросу блоках создаются условия для возникновения полей горизонтального растяжения, в результате которого развивается интенсивная макро- и микротрещиноватость, площадь развития которой закономерно уменьшается вниз по разрезу.

4. Залежи нефти в породах фундамента могут быть сформированы как за счет латеральной миграции углеводородов из осадочных пород, облегающих выступы фундамента, так и за счет переработанного в углеводороды нефтяного ряда органического вещества осадков океанской коры, затянутых при процессах субдукций на большие глубины. Из этого следует, что пространственная приуроченность нефти в фундаменте должна контролироваться положением зон субдукций и рифтовых прогибов.

5. Сохранность залежей углеводородов от рассеивания зависит от качеств экранирующих свойств пород, непосредственно перекрывающих фундамент. При прочих равных условиях на участках, характеризующихся низкими экранирующими свойствами пород (небольшой толщиной, песчано-глинистым составом), залежей нефти и газа не установлено.

6. Залежи нефти в породах фундамента шельфа Южного Вьетнама относятся к массивным и массивно-блоковым. Они представляют собой, как правило, единую гидродинамическую систему с неравномерной нефтенасыщенностью по разрезу и различными фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов. Однако, на крупных поднятиях фундамента из-за отсутствия или плохой сообщаемости между собой отдельных зон коллекторов не исключена вероятность существования самостоятельных, гидродинамически не связанных между собой, залежей в разрезе фундамента.

На основании анализа геолого-геофизических данных и результатов бурения автором установлены следующие факторы, контролирующие формирование залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама:

- наличие выступов фундамента, обладающих интенсивной трещиноватостью, и граничащих с ними крупных отрицательных структур, выполненных мощной толщей осадочных пород;

- наличие в осадочном разрезе над выступами фундамента надежных экранирующих покрышек большой толщины;

- наличие крупных разломов, затухающих в перекрывающих фундамент отложениях, образование которых связывается с рифтогенезом и последующим ослаблением тектонической активности в пострифтовую фазу;

- наличие в разрезе осадочного чехла нефтематеринских пород, прилегающих сбоку к выступам фундамента.

В Кыулонгской впадине основные залежи нефти выявлены на структурах, образованных локальными выступами фундамента. К ним относятся структуры «Белый Тигр», «Юго-Восточный Дракон», «Заря», «Руби» и др., где природный резервуар ловушек представлен трещиноватыми гранитоидами с изменчивыми ФЕС и неоднородным петрографическим составом.

Центральная зона поднятий, контролирующая крупную зону нефтегазонакопления, с северо-запада и юго-востока граничит с наиболее погруженными Центрально- и Южно-Кыулонгской мульдами этой впадины.

Исследованиями, проведенными автором в период с 1984 г. по настоящее время, установлено, что выступы фундамента, образованные в процессе рифтогенеза, начавшегося в палеогеновое время, в современном виде представляют собой протяженные горсты, ограниченные крупными разрывами субмеридиального простирания. Вследствие этого в выступах фундамента образовались сложные пересекающиеся системы нарушений и трещиноватости, которые сформировали резервуар и способствовали тем самым накоплению в выступах фундамента нефти и газа.

Большая роль при формировании залежей углеводородов в породах фундамента отводится наличию разрывных нарушений, их активности при проявлении тектонических движений, амплитуде, протяженности, типу, форме, выраженности в разрезе и наличию пород, способных служить флюидоупорами.

Особенностью ловушек, образованных выступами фундамента, является увеличение толщины осадочных отложений, перекрывающих выступ и направления от свода к склонам. Это связано с процессами облегания и уплотнения пород над приподнятой частью выступа, в результате чего прилегающие к трещино-кавернозному выступу фундамента проницаемые осадочные тела становятся частью единого природного резервуара и путями движения углеводородов из очагов генерации.

Для выступов фундамента Центрального поднятия Кыулонгской впадины флюидоупорами служат пачки глинисто-аргиллитовых пород верхнего олигоцена, нижнего олигоцена и нижнего миоцена. Верхнеолигоценовый флюидоупор, состоящий из мощной монолитной толщи черных глин, имеет значительное распространение внутри впадины и по масштабам может быть отнесен к классу региональных. Установлено, что от качества и надежности покрышки зависят продуктивность и размеры залежей углеводородов в фундаменте.

Шестая глава посвящена вопросу образования залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама. В настоящее время по данному вопросу нет единой точки зрения. Одни исследователи связывают их образование с миграцией нефти из осадочных олигоценовых толщ (Х.Д. Тьен и др.), другие с глубинным притоком углеводородов по тектоническим разломам (Горохов В.К. и др.). Основанием для подтверждения точки зрения сторонников глубинного источника УВ являются анализы газово-жидких включений, обнаруженных в закрытых пустотах пород фундамента, показавшие присутствие в них как легких, так и тяжелых углеводородов вплоть до гексана, что указывает на нефтяной характер газов. В дефектах некоторых зерен кварца гранитов отмечены включения бензиновых фракций, но основными газовыми включениями являются метан и водород. Высокая корреляционная связь между гелием и метаном свидетельствует о глубинном источнике этих газов. В связи с этим определенный интерес представляет обнаружение самородной «цинкистой» меди (самородной латуни) в породах фундамента, что указывает на существование глубинного метаново-водородного восстановительного потока флюида, которым осуществлялся перенос рудных элементов в высокотемпературную пневматолитическую стадию развития гранитоидного массива (Дмитриевский и др., 1990, 1992 гг.).

Достаточно аргументированным доводом сторонников осадочно-миграционной концепции, которой придерживаются большинство исследователей, работающих в рассматриваемом регионе, являются результаты изучения нефтематеринских пород исследуемого региона. Согласно этим результатам (Ч.Л. Донг 1985 г., Ч.К. Тао 1996 г., Х.Д. Тьен 1999 г.), глинистые толщи олигоценового возраста, расположенные в мульдах впадины, являются хорошими нефтегазопроизводящими породами. Прямым доказательством этому являются идентичность состава и свойств нефтей из отложений олигоцена и пород фундамента и сходство их с органическим веществом материнских пород олигоцена, указывающие на их генетическую связь.

Одним из таких источников может быть органическое вещество осадочных пород, которые затягивались при субдукции в мантию в зонах подвига литосферных плит. Вовлеченные в субдукционный процесс осадочные породы поставляли огромное количество воды, газов и органического вещества, чем, по-видимому, объясняется повышенное содержание углеводородных газов в пузырьковых пустотах и полостях минералов пород фундамента.

С позиций геодинамической модели нефтегазообразования в пределах шельфа Южного Вьетнама перспективы нефтегазоносности пород кристаллического фундамента и терригенных отложений олигоцен-миоценового возраста определяются их пространственной приуроченностью к палеозонам субдукций и рифтовых прогибов, что необходимо учитывать при планировании поисково-разведочных работ на нефть и газ в этом регионе.

Сравнивая условия для накопления нефти в обеих впадинах, можно сказать, что Кыулонгская впадина является более перспективной с точки зрения выявления скоплений нефти и газа в породах кристаллического фундамента, чем другие участки шельфа Южного Вьетнама.

Таким образом, наличие залежей нефти в кристаллическом фундаменте шельфа Южного Вьетнама является уникальным, имеющим мировое значение, явлением в нефтяной геологии, которое приводит к пересмотру традиционных представлений о связи нефтегазовых залежей с осадочными комплексами. Поэтому к разведке этих месторождений требуется иной подход. В связи с отсутствием опыта эксплуатации месторождений с гранитоидными коллекторами требуется нетрадиционный подход к их разработке. В качестве объекта изучения взято крупнейшее месторождение Южного Вьетнама «Белый Тигр».

В седьмой главе рассматриваются геолого-технологические основы разработки залежи нефти и газа фундамента шельфа Южного Вьетнама (на примере месторождения «Белый Тигр»). Месторождение «Белый Тигр» расположено на расстоянии от берега порядка 100 км (глубина моря около 50 м). По величине запасов месторождение относится к крупным. Резервуаром для ловушки залежи является трещиноватый фундамент, имеющий сложный петрографический состав.

По материалам исследований автора и других исследователей, в породах фундамента месторождения «Белый Тигр» установлено развитие трех типов пустотности: пустотность системы макро- и микротрещин; пустотность системы изометрических пор, каверн, микрокарста и пустотность блоков. Каждый тип пустотности в процессе вытеснения водой имеет свои особенности.

Под руководством автора в лаборатории НИПИморнефтегаза СП «Вьетсовпетро» были проведены эксперименты по изучению коэффициента вытеснения, которые показали, что среднее его значение для уплотненных частей равно 0,100; для зон с микротрещинами - 0,434; для зон с макротрещинами - 0,650; а общий для всех пород фундамента коэффициент вытеснения равен 0,549.

Интенсивность капиллярной пропитки нефтенасыщенных пород является важной характеристикой капиллярного обмена между водо - и нефтенасыщенными зонами пласта, а в трещиноватых коллекторах между макротрещиноватыми и прилегающими к ним микротрещиновато-поровыми емкостями (пустотами) в значительной степени она определяется величиной блоков между макро- и микротрещинами в сложных коллекторах. Этот процесс, кроме того, определяет интенсивность нефтеизвлечения и скорость перемещения природного ВНК или искусственного водонефтяного контакта (ИВНК), созданного при поддержании пластового давления путем заводнения.

Результаты исследований показали, что при среднем значении пустотности 3 % за счет самопроизвольной капиллярной пропитки можно извлечь около 35 % нефти.

Для трещиноватых пород установлен механизм опережающего движения воды по макротрещинам, в результате чего прилегающие к ним микротрещино-поровые зоны охватываются водой. При объемном распределении макротрещин в реальных массивных залежах происходит трехмерная противоточная капиллярная пропитка водой нефтенасыщенных коллекторов. Динамика такой пропитки во времени является одной из важных характеристик разработки залежи и оценки оптимальных скоростей её заводнения.

Как показал опыт, характер вытеснения нефти водой в однопустотных и двухпустотных коллекторах сильно отличается. Более сложным процесс вытеснения оказывается в двухпустотном коллекторе. Коэффициент вытеснения для зон с микротрещинами зависит от пустотности.

При проведении закачки воды отмечено, что коэффициент вытеснения может быть различным в системе заводнения. Так, он равняется 0,860 при закачке воды в нижнюю часть модели залежи, а при закачке в среднюю часть -0,633.

Опыты также показали, что в коллекторах с двойной пустотностью в фундаменте месторождения «Белый Тигр» коэффициент вытеснения нефти водой в вертикальном направлении равен 0,650 и значительно выше, чем при закачке газа (0,350). Это говорит о преимуществе вытеснения нефти водой над вытеснением нефти газом. Это явление можно объяснить гидрофобным характером и высокой подвижностью самого газа, внедрению которого в тонкие пустоты препятствуют капиллярные силы. Следовательно, газ может вытеснять нефть только в макротрещинах с незначительным капиллярным давлением, а в зонах с микротрещинами и другими типами пустот действие его невелико.

Смачиваемость поверхности пустот породы играет большую роль в определении коэффициента нефтеотдачи залежи. Для пород-коллекторов фундамента месторождения «Белый Тигр» лабораторные исследования были проведены под руководством автора в специальных камерах для пропитки с помощью аппаратуры «CAPRI» двумя методами: динамическим и прямым измерением краевых углов смачивания (КУС). Для обеспечения достоверности результатов была подобрана коллекция наиболее представительных образцов кернов, сохранивших естественную структуру пустотного пространства. Результаты исследований показали, что для всех образцов показатель М выше 0,8, что соответствует гидрофильной породе. Однако, раздельная оценка смачиваемости поверхности макротрещин и матрицы, выполненная путём прямого измерения краевых углов смачивания капель нефти, нанесенных на исследуемые поверхности (в водной среде), показала, что породы матрицы типично гидрофильны, а трещины характеризуются более широким диапазоном изменения смачиваемости от гидрофильной до гидрофобной. Однако в большинстве случаев смачиваемость поверхности трещин оценивается как промежуточная. Точность определения достигалась применением катетометра, с помощью которого измеряются размеры капли (h высота, d диаметр основания).

Начальное пластовое давление в залежи нефти фундамента, полученное при замерах в разведочных и эксплуатационных скважинах, приведённое к отметке минус 3650 м, равно 41,7 МПа. Пластовая температура, в зависимости от глубины замера, изменяется от 127 (минус 3050 м) до 163 С (минус 4650 м). Водонефтяной контакт не установлен, подошвенная вода отсутствует.

Объёмным гидропрослушиванием установлена прямая гидродинамическая связь продуктивных интервалов в скважинах в вертикальном и горизонтальном направлениях. Об этом свидетельствуют замеры пластовых давлений в разных частях структуры и разреза, которые, как правило, дают величины одного порядка независимо от положения интервала замера в массиве и времени ввода скважин в эксплуатацию.

Пластовая нефть залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» характеризуется средним газосодержанием, малой вязкостью и имеет среднюю плотность.

Залежь нефти в фундаменте отличается большой высотой и имеет большую эффективную толщину продуктивных пород (более 1500 м). Эти особенности способствуют проявлению процессов гравитации, обеспечивая высокую продуктивность скважин, улучшая вытеснение нефти, снижая темп обводнения по сравнению с послойной фильтрацией в пластовых резервуарах и тем самым обеспечивая проявление процесса, близкого к поршневому вытеснению.

Опыт разработки и наши исследования таких залежей указывают на целесообразность закачки воды в нижнюю часть залежи с преимущественным вытеснением нефти водой снизу вверх. При этом необходимо постоянно вести контроль за процессом разработки и регулировать его с целью избежания преждевременного прорыва закачиваемой воды вверх.

Приведенные выше данные убедительно указывают на необходимость нетрадиционного подхода к разработке этого уникального объекта. Несмотря на то, что сегодня в мире известно более 1000 залежей нефти, приуроченных к различным породам фундамента, опыт разработки месторождений такого типа с применением искусственного поддержания пластовой энергии отсутствует.

В восьмой главе рассмотрены отдельные этапы осуществления процесса разработки месторождения «Белый Тигр». При проектировании разработки залежи кристаллического фундамента на данном месторождении был избран многоэтапный подход. На первом этапе разработка залежи ведется на упругом режиме, не допуская снижения пластового давления ниже давления насыщения. На втором этапе осуществляется поддержание пластового давления методом заводнения. На третьем этапе предлагаются одновременные закачки газообразных агентов в повышенную часть залежи и закачка воды в ее нижнюю часть.

Значительное превышение начального пластового давления над давлением насыщения, повышенная величина газового фактора предопределили использование на первом этапе разработки упругой энергии залежи. Здесь решающим технологическим фактором является выбор местоположения и интервалов вскрытия каждой скважины с учетом типа коллектора и концентрации запасов нефти.

Наиболее важным и определяющим этапом разработки залежи является второй этап, когда осуществляется закачка воды в подошвенную часть залежи. Заводнение в качестве метода воздействия на пласт было обусловлено, в первую очередь, необходимостью поддержания пластового давления на уровне выше давления насыщения вследствие истощения упругой энергии залежи, а также из-за сравнительной простоты осуществления и эффективности. Для этого залежь фундамента была разделена на три технологические зоны: первая зона от кровли фундамента до глубины 3700 м; вторая зона от минус 3700 до минус 4000 м и третья зона от минус 4000 до минус 4650 м.

В верхней зоне проводятся основные отборы жидкости и завершение стягивания контуров нефтеносности в прикровельной части при условии недопущения развития режима растворенного газа.

Следующий технологический фактор перемещение интервалов вскрытия залежи в добывающих скважинах по мере их обводнения. Расчеты на математических моделях показали высокую технологическую эффективность этого мероприятия и существенное влияние его на повышение темпов отбора и конечной нефтеотдачи в залежи.

При разработке месторождений с гранитоидными коллекторами возникает целый ряд вопросов, связанных с контролем за разработкой таких залежей, особенно когда разработка ведется с применением заводнения. Это обусловлено тем, что добыча нефти осуществляется, как правило, в открытом стволе скважины (или с обсадкой ее фильтром), составляющем сотни (500…800) метров. В этом случае, учитывая особенности притока нефти в скважину, сложную структуру потока в стволе скважины, высокие температуры, получение уверенных профилей притока и установление источников обводнения становятся проблематичными и требуют разработки специальных методических решений.

Очевидно, что для создания методов и методик, позволяющих получить ответ на эти вопросы, необходимы анализ и обобщение информации, полученной по наиболее полно изученным месторождениям.

Месторождение «Белый Тигр» было введено в разработку при отсутствии мирового опыта добычи нефти на аналогичных объектах, в связи с чем в процессе разработки залежи фундамента был сделан ряд экспериментальных допусков. Так, большинство скважин вводились в эксплуатацию открытым стволом по фундаменту со спуском эксплуатационной колонны в кровлю фундамента.

В девятой главе рассматривается система разработки месторождений с гранитоидными коллекторами.

Разработка месторождения осуществляется с применением заводнения при постоянной недокомпенсации отборов закачкой и при заметном проявлении режима растворённого газа на отдельных участках. Средний газовый фактор составляет 227 м3/т, что несколько превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Накопленный водонефтяной фактор равен 0,049 м3/т. Залежь находится в периоде падающей добычи нефти.

По мере развития системы заводнения появление воды и рост обводнённости добываемой продукции в скважинах происходили достаточно быстрыми темпами: в период 1996-1998 гг. обводнились 13 скв.; в 1999 г. к ним добавились 9 скв.; в 2000 г. ещё 9 скв.; в 2001 г. 7 скв. и в 2002 г. 5 скв. Таким образом, в 50 скважинах добывающего фонда отмечено появление воды.

Широкий спектр полученных характеристик вытеснения по скважинам указывает на сложный характер фильтрационных потоков в объёме залежи. В трещиновато-кавернозных породах фундамента основной ёмкостью для скопления нефти и основными путями её продвижения являются трещины различной степени раскрытости. Межтрещинные блоки (матрицы породы) являются практически непроницаемыми. Нефть из макротрещин и каверн вытесняется под действием гидродинамических сил, из микротрещин - в основном за счёт капиллярной пропитки. Вытеснение нефти из макротрещин, учитывая благоприятное соотношение вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды, близко к поршневому. Скорость продвижения пластовых флюидов и закачиваемой воды по трещинам находится в прямой зависимости от степени раскрытости трещин и градиента давления и несопоставимо выше скорости капиллярной пропитки. На характер и скорость продвижения закачиваемой воды оказывает влияние и гравитационная сегрегация нефтяной и водной фаз. Очевидно, чем выше проницаемость пород, в том числе вертикальная, и чем выше этаж нефтеносности, тем эффективнее, при прочих равных условиях, будет происходить гравитационное перераспределение закачиваемой воды и пластовой нефти. В применённой на месторождении системе разработки нагнетание воды осуществляется в подошвенную часть залежи в фундаменте, в основном в интервалы абсолютных отметок ниже минус 4000 м, в то время как интервалы отбора основного фонда добывающих скважин расположены в прикровельной зоне выше абсолютной отметки минус 3600 м. Нагнетаемая вода под действием градиента давления направляется в зону отборов, но силы гравитации, значение которых пропорционально разности плотностей нефти и воды в пластовых условиях, сдерживают её продвижение вверх и способствуют проседанию и растеканию. От соотношения этих сил, наряду с особенностями геологического строения, и зависит, в основном, характер обводнения скважин и продвижения фронта нагнетаемой воды в объёме залежи. Быстропрогрессирующее обводнение следует связывать с высоким интервалом закачки воды и с узкими интервалами притока по отношению к вскрытой толщине продуктивных пород фундамента вблизи нагнетательных скважин, где гравитационная составляющая в общем балансе движущих сил не успевает проявиться, и закачиваемая вода под действием гидродинамического напора по наиболее проницаемым каналам (трещинам) устремляется к забоям добывающих скважин. Более равномерный профиль притока по разрезу вскрытой продуктивной толщи или наличие двух и более близко расположенных высокопродуктивных каналов способствует постепенному нарастанию притока воды в продукции, но последующий период эксплуатации сопровождался резкими темпами его роста. В рассмотренных случаях темпы роста обводнённости находятся в зависимости от местоположения по разрезу скважины высокопроницаемых интервалов (трещин) прорыва воды. Самым неблагоприятным случаем является его высокое положение, при котором нижележащие менее проницаемые ещё необводнившиеся интервалы будут испытывать нарастающее, по мере увеличения содержания воды, противодавление от столба пластовых флюидов в скважине, ухудшающее условия притока. Скорость восходящего потока в стволе скважины будет снижаться, достигнет «критического» значения, при котором оседающая вода не будет выноситься из этой зоны, полностью займёт её, блокируя тем самым поступление в скважину пластовой нефти и ухудшая условия выработки запасов.