CC BY
257
УДК: 550.4:622.276.1/4 Е.Ф. Кутырев
ООО «КогалымНИПИнефть, Когалым [email protected]
К ВОПРОСУ ИСТОЛКОВАНИЯ РАДИОГЕОХИМИЧЕСКИХ АНОМАЛИЙ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Рассматривается принципиально отличный подход к вопросам интерпретации радиогеохимических аномалий, связанных с формированием в пластах, содержащих залежи углеводородов, неподвижных (равновесных, остаточных) фаз нефти (конденсата), причем в процессе как геологической эволюции, так и разработки.
Ключевые слова: радиогеохимический эффект, добывающая скважина, радиоактивные элементы, гамма-метод, деасфальтизация.
1. Введение
Как известно (Алексеев, Хуснуллин, 1965), радиогеохимический эффект (РГХЭ) заключается в том, что процессы вытеснения нефти водой сопровождаются явлениями повышения концентрации естественных радиоактивных элементов и изменения изотопного состава последних в пределах осолоненного вала, формирующегося в передней части фронта обводнения. Считается, что с приближением радиоактивной оторочки к забоям скважин происходит необратимая адсорбция радиевых солей на цементном камне, следствием чего является рост естественной радиоактивности обводняющихся пластов в пределах призабойной зоны (ПЗП).
Радиогеохимическая аномалия может проявляться и при вскрытии скважиной девственного нефтяного пласта, поскольку изотопы радия и продукты их распада накапливаются в пластовых водах в заметных концентрациях, на 2 - 3 и более порядков превышающих их содержание в пластовой нефти (Таламанов, 1969).
В силу загрязнения ПЗП в ходе эксплуатации скважины возникает неоднородное в радиально-азимутальном направлении снижение ее проницаемости. Подобная неоднородность ПЗП по проницаемости может быть изначальной, обусловленной анизотропией пласта по параметрам напряженно-деформированного состояния. Вследствие отмеченной неоднородности пласта в околоскважинной зоне его формируется азимутальная неоднородность в распределении изотопов в ходе долговременного нагнетания сточных вод в продуктивные пласты по причине РГХЭ (Алексеев и др., 1968; Добрынин и др., 1989; Хуснуллин, 1989). Так, согласно данным исследования нагнетательных скважин сканирующим гамма-методом, в интервале ранее выявленной радиогеохимический аномалии наблюдается
Евгений Фомич Кутыгрев
Кандидат техн. наук, Ученый секретарь ООО «КогалымНИПИнефть». Имеет свыше ста опубликованных работ. Сфера научных интересов - геология, геофизика, геохимия, разработка месторождений. 628481, Тюменская обл., ХМАО, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15. Тел.: (34667) 65-204.
(Зимовец, 2007) азимутальная гамма-аномалия, обусловленная, как полагает автор этой работы, состоянием ПЗП. При этом повышенные показания метода естественной радиоактивности соответствуют направлению преимущественной фильтрации жидкости в ПЗП данной скважины.
В соответствии с накопленным опытом применения гамма-метода (например, на месторождении Узень Южного Мангышлака (Западный Казахстан) (Дудаев, 1991) РГХЭ может быть связан с присутствием в пластовой воде изотопов семейств урана и тория, причем проявляется в скважинах как старого фонда всех категорий, так и во вновь построенных эксплуатационных. Причем повышение РГХЭ в добывающей скважине происходит вне зависимости от типа воды, поступившей к ее забою (пластовая, нагнетаемая), и характера обводнения (конус обводнения, подъем ВНК, затрубная циркуляция или прорыв нагнетаемой воды). Автором работы (Дудаев, 1991) указывается на случаи инверсионного поведения естественной радиоактивности во времени, что связывается им с увеличением концентрации радия в пластовой воде в начальной стадии обводнения и последующим, по мере обводненности и опреснения попутно добываемой воды, снижением и дальнейшей стабилизацией этого параметра.
Иного рода механизм образования РГХЭ предполагается (Алексеев, Головацкая, Гулин и др., 1978) для так называемых «плавающих» аномалий, обусловленных собственной радиоактивностью флюидов. Подобные аномалии обнаружены на Оренбургском газоконденсатном месторождении, где они приурочены к газоконденсатному разделу, а также на месторождении Узень (Дудаев, 1991). В ряде случаев РГХЭ может быть связан непосредственно с выпадением солей в пласте.
Как принято считать, проявление РГХЭ в скважинах месторождений Западной Сибири обуславливается в основном явлениями, сопутствующими продвижению в скважины нагнетаемых вод. Начальному моменту обводнения скважины, как правило, соответствует период формирования аномалии РГХЭ в призабойной зоне пласта, связанный по времени с прохождением вала осолоненной воды, обогащенной солями, в т. ч. и изотопов радия. Невозможность, в силу технологических причин, достаточно частого проведения исследований методом естественной радиоактивности (ГК) в одних и тех же скважинах, не говоря уже о массовом систематическом радиогеохимическом контроле, не позволяет с достаточной уверенностью судить о сроках формирования аномалий.
^^щг-щш научно-технический журнал
Ш1 Георесурсы
Ясно одно, что в большинстве случаев РГХЭ формируется практически мгновенно, то есть одновременно с поступлением закачиваемой воды в скважину (если иметь ввиду временные масштабы фильтрации потоков нагнетаемой воды), заметно не меняясь в дальнейшем по своей интенсивности. Размеры аномалий РГХЭ четко локализованы и, как правило, ограничены размерами интервала поступления в ствол скважины нагнетаемой воды. Последние составляют заведомо меньшую часть фильтра, в особенности тогда, когда им вскрывается весь пласт (или большая его часть). При этом отмечается практически однозначное соответствие показаний методов расхода поступающей в скважину жидкости (РГД и СТД) аномалии РГХЭ. Однако далеко не всегда удается определить момент их формирования (или завершения формирования), как это имело место при проведении исследований (ПГИ) в скважине 4086 Муравленковского месторождения. Здесь фильтром вскрыт весь пласт, а местоположение аномалии РГХЭ четко соответствует вырабатываемому в кровле пласта пропластку, однозначно и уверенно выделяемому методом термодебитометрии (СТД).
В качестве примеров зафиксированных аномалий РГХЭ, соответствующих интервалам поступления воды в скважину и интенсивной, хотя, может быть, и неравномерной выработки нефти из этих интервалов, можно назвать и другие скважины Муравленковского месторождения. Так, в скв. 4168 интервал локальной аномалии РГХЭ приурочен к обводняющейся кровле пласта БП11. В нижней части пласта, отличающейся слабыми коллекторскими свойствами, аномалии РГХЭ не отмечено, чем подтверждается факт отсутствия фильтрации через низкопроницаемые прослои.
В скважине 4226 этого же месторождения, работавшей с небольшим содержанием воды в продукции (3 - 15 % в течение двух последовательных ПГИ), установлена аномалия РГХЭ, характеризующаяся небольшими размерами - 1.5 м. Интервал прорыва воды согласно ПГИ локализован в пределах фильтра и приурочен к пропластку с относительно невысокой нефтенасыщенностью в средней части пласта, т. е. вблизи приконтактной зоны.
Другой, довольно не редкой, особенностью проявления РГХЭ в процессе разработки нефтяных залежей является факт несоответствия размеров аномалии РГХЭ, «захватывающей» весь фильтр, обводненности скважины и фактическим размерам интервалов поступления воды. Иногда в зону РГХЭ «захватываются» и неперфорирован-ные части пласта. В большинстве случаев подобный факт вообще не рассматривается исследователями, считающими техногенной природу таковых аномалий РГХЭ (кислотные обработки, солевые закачки). Более детальное рассмотрение примеров такого рода аномалий приводит к выводу, что далеко не все случаи РГХЭ, соответствующие всему интервалу фильтра, имеют техногенную природу. В этом смысле трудно согласиться с техногенной версией объяснения аномалий РГХЭ в скв. 634 (пласт БП11) Муравленковского месторождения. Подобная особенность проявления РГХЭ обусловлена как самим фактом поступления нагнетаемой воды (возможно с нефтью) к скважине, так и дальнейшим продвижением ее в ствол последней через фильтр по затрубному пространству. В рассматриваемой скважине фильтром вскрыта кровельная часть. Характерно, что практически во всех исследованных ПГИ
«уплотняющих» скважинах, где перфорирована низкопроницаемая и недонасыщенная подошвенная часть нефте-насыщенного разреза пласта БПп, имеет место рассматриваемая особенность проявления РГХЭ.
Таким образом, исходя из фактических значений коэффициента охвата заводнением залежи пласта БПп по толщине, не превышающей трети перфорированной нефтена-сыщенной толщины (Кутырев и др., 1996), а также учитывая, что, как правило, поступление нагнетаемой воды, в том числе с нефтью, отмечается через затрубное пространство в интервале нижних отверстий фильтра, можно сделать вывод о смешанном проявлении РГХЭ, в данном случае сопровождающемся радиоактивным загрязнением цементного кольца в процессе прорыва воды по межколонному пространству. В качестве примера обусловленности РГХЭ влиянием как нагнетаемых вод в момент их подхода к стволу скважины, так и последующего продвижения в интервал фильтра по затрубному пространству могут служить скв. 4228 и 4369 рассматриваемого месторождения.
Следует особо подчеркнуть здесь несколько иной вид проявления РГХЭ, заключающийся в том, что, хотя размер аномалии РГХЭ заметно превышает по протяженности интервал подхода нагнетаемой воды к стволу скважины, им не перекрывается весь интервал фильтра. При этом поступление флюида в ствол отмечается не в зоне нижних отверстий перфорации, а несколько выше, на контакте флюидного уплотнения, разделяющего низкопроницаемые пропластки пласта в его нижней части от остальной толщины последнего. Объяснение этому виду проявления РГХЭ можно искать в том, что в зоне низкопроницаемых прослоев затрубный поток не всегда в состоянии промыть себе путь на контакте породы и цементного камня. Действительно, здесь существует серьезное гидравлическое сопротивление потоку, так как напротив пластичных низкопроницаемых разностей создаются идеальные условия для формирования жесткого контакта цементного камня с породой. В качестве примера можно сослаться на скв. 4204 Муравленковского месторождения, где пласт БП11 перфорирован в подошвенной части, а в зону РГХЭ попадает неперфорированная кровельная часть его, а также и средняя перфорированная. При этом аномалия распространяется до уплотнения, отделяющего нижнюю низкопроницаемую часть пласта от верхней, более проницаемой.
2. Радиогеохимический эффект в условиях девственного нефтяного пласта
Неработающим интервалам в нефтенасыщенной части разреза могут соответствовать так называемые карбо-натизированные песчаники и алевролиты (конкреции) и глинизирующиеся пропластки, для которых характерны аномальные значения геофизических параметров и, зачастую, высокая остаточная нефтенасыщенность. Подобные литохимические аномалии (ЛХА) характеризуются, как правило, субгоризонтальным положением (секут пласт), коррелируются по разрезам скважин и могут встречаться в кровельной, средней и подошвенной частях пласта. Согласно Р.С. Сахибгарееву (1992) и Ю.В. Щепеткину (1967; 1986), ЛХА, существующие за пределами залежи, в зоне древнего ВНК, связываются с условиями формирования нефтяных скоплений. Приконтактные зоны, которым отвечают ЛХА в виде уплотненных или глинизирующихся
5 (28) 2008
^научно-техническим журнал
Георесурсы
пропластков, характеризуются, как правило, повышенным содержанием радиоактивных элементов (и, Яа) и рассеянных стабильных (Ы, Ва, 2п, Бе ), что является свидетельством эпигенетического характера этих образований и вызванных ими аномалий. Широко известны факты развития в приконтактных зонах нерастворимых образований вторичного кальцита, пирита, эпигенетического кварца (халцедон, опал). Растворяются и затем пелитизируются полевые шпаты, глинистые минералы монтмориллонитизируются.
При исследовании вопросов генезиса подобных эпигенетических образований и соответствующих им ЛХА следует иметь в виду явления растворения, переноса и отложения тех или иных компонентов горных пород. Наблюдаемую в зонах древнего и современного ВНК коррозию минералов нефтью (Сахибгареев, Лашкова, 1977) обычно связывают с продуктами бактериального окисления УВ (вода и углекислота для карбонатов) и реакционно способными веществами неполного окисления нефти (спирты, кислоты и перекиси для кварца). На наш взгляд, основной вклад в растворение упомянутых минералов вносит разгазированная пластовая вода. Ее разгазирова-ние обуславливается как переходом собственного растворенного газа, включая углекислый, в сорбированное в воде состояние, так и водной экстракцией газообразных УВ и СО2, выделяющихся из нефти также при разгрузке пластовых флюидов, спровоцированных снижением давления в пласте ниже упругости растворенных газов. Снижение давлений в пласте и в силу этого происходящее разгазиро-вание его флюидов, являются закономерными следствиями воздымания структур или их элементов в ходе восходящих неотектонических движений.
Осаждение солей возможно, как известно, только из перенасыщенных растворов, причем в случае превышения по какой-либо причине фактической концентрации растворенных веществ над их предельной растворимостью, характерной для исходных условий жидкости. В числе наиболее вероятных причин, инициирующих осаждение солей в реальных условиях пласта, может быть изменение термобарических параметров пластовой системы, растворение горных пород и газов и т. д. Большинством исследователей полагается, что доминирующим фактором являются химический состав и минерализация пластовых вод. В то же время по существу важнейшим фактором является (Ку-тырев, 2007) процесс газообмена пластовых жидкостей, в ходе которого пластовая вода, насыщаясь нефтяным газом, может обрести агрессивную растворяющую способность по отношению к горной породе, если при этом не происходит выделение сорбированного в жидкости газа в свободную фазу. Естественно, в случае отсутствия в пласте фазы свободного газа минерализация разгазированной пластовой воды может значительно превысить исходную величину, характерную для застойного режима, когда не проявляются явления неотектогенеза. При этом пластовая вода обогащается гаммой различных породообразующих элементов, включая радиоактивные, и минералов. Разгазирование перенасыщенной пластовой жидкости в конечном счете приведет к возникновению взвешенных в ней мелких кристалликов солей, так называемых зародышей кристаллов.
Если в ходе газообмена пластовых нефти и воды происходит выделение части нефтерастворенного газа в свободную фазу, то этим провоцируется (Кутырев, 2007) об-
вальное осаждение в порах пласта переносимых водой солей. Ядрами роста крупных кристаллов солей становятся зародышевые кристаллики. Причем осаждение кристаллов происходит преимущественно на поверхности адсорбционного гидрофобного слоя, образованного ранее выпавшими ас фальто смолистыми веществами (АСВ). Интенсивность рассматриваемых процессов определяется уровнем разгазирования пластовой воды и объемом выделившегося в свободную фазу нефтерастворенного газа, в свою очередь спровоцированных неотектоническими восходящими движениями. Появление пластовой воды в кровельной части нефтяного пласта (например, при опережающем ее продвижении по наиболее проницаемому тонкому пропластку) вследствие естественного ко-нусообразования, обусловленного неотектонической вертикальной подвижкой, неизбежно вызовет (Кутырев, 2007) снижение растворимости газа в нефти. При этом часть сорбированного в нефти газа перейдет в свободную фазу, с соответствующим осаждением солей в порах пласта. Благодаря этому процессу в прикровельной части нефтяного пласта в ходе эволюции (переформировании и разрушении) залежи формируется конкреционный слой («плотняк»), исключаемый при подсчете запасов. Здесь следует иметь в виду тот факт, что процессы разгазирова-ния пластовой нефти и последующее выделение нефтера-створенного газа в свободную фазу наиболее контрастно будут проявляться именно в верхней части продуктивного разреза, а так же в нижней, приконтактной зоне.
Наличие в породах в пределах зон древнего и современного ВНК битумного вещества, нередко сопровождаемое явлениями пиритизации, обусловлено также процессами внутрипластовой деасфальтизации. Согласно гипергенному механизму превращения нефтей в битумы (например, Климушин, Воронцова и др., 1984), происходит изменение состава УВ с соответствующим перераспределением флюидов в поровом пространстве пород. Так, если нефть изначально занимала практически весь поровый объем пласта в зоне предельного насыщения, то образовавшийся из нее битум сохраняется лишь в некоторой части пор. На поверхности пор адсорбируются агрегаты макромолекул тяжелых компонентов нефти. Причем вязкость и плотность битума уменьшается с удалением от поверхности породы, достигая минимальных значений в зоне перехода структурных слоев в свободный объем битума. Состав битума в объеме пор изменяется от легких смолистых до тяжелых асфальтеновых.
Однако более вероятным следует считать дегазационный механизм образования битума, проявление которого связано с наличием в пласте свободного газа, что провоцируется разгрузкой флюидов при снижении давления в пласте ниже предела упругости растворенных газов. Про-пластки с заметным содержанием битумных веществ, которым отвечают высокие значения остаточной (равновесной) нефтенасыщенности, в условиях месторождений Западной Сибири нередко локализуются в прикровельной и подошвенной (в приконтактной) частях продуктивного пласта. Согласно И.С. Гольдбергу (1973), в кровле кембрийских песчаников нефтяных залежей Прибалтики отмечаются ассоциации легкой нефти с твердыми карбонизированными битумами, генезис которых связывается с эволюционными изменениями в процессе формирования и
научно-технический журнал
ШЖ Георесурсы
переформирования (разрушения) природных резервуаров. Автор не исключает, что источником таких битумов являются асфальтены и смолы нефтей, которые выпадают (Аши-ров, 1965) в раствор в виде коллоидов при смешении в залежах легких УВ с нефтями, относительно обогащенными АСВ, по аналогии с лабораторным осаждением последних.
Нам представляется, что подтягивание пластовой воды в нефтяную залежь (зоны капиллярной пропитки и естественного конусообразования) или прорыв ее к прикро-вельной (наиболее проницаемой) части пласта из зоны естественного конуса приводит к дегазации пластовой нефти в упомянутых частях продуктивного разреза и образованию свободной фазы газа, который, в конечном итоге, и вызовет внутрипластовую деасфальтизацию. При этом основной объем битумного вещества осаждается в порах пласта (месторождение Кумертау, Башкирия), а часть - концентрируется (Фахретдинов и др., 1992; Абдуллин, 1974) в виде примазок, щеток, вкраплений на поверхности глинистых минералов (Фахретдинов и др., 1992). Так, для залежей пласта БВ8 Самотлорского, Мегионского и Советского месторождений характерно концентрирование остаточной нефти на поверхности щетковидного хлорита. Практически одновременно или последовательно происходит адсорбция молекул радиобарита, целестина и карбоната кальция на агрегатах макромолекул битумного вещества, как на активных центрах кристаллизации и адегирования, чем, в конечном счете, и объясняется генезис локальных радиогеохимических аномалий в девственном пласте.
Наличие РГХЭ в прикровельной части нефтяных пластов отмечено на Сугмутском, Северо-Пямалияхском, Ум-сейском (Ноябрьский регион), Тевлинско-Русскинском (Когалымский регион), Северо-Поточном (Лангепасский регион) месторождениях Западной Сибири (Рис. 1). При-контактный РГХЭ наблюдается в скважинах Муравленков-ского, Суторминского и многих других месторождений Западной Сибири.
3. Радиогеохимический эффект в добывающих скважинах
Ранее уже отмечалось, что по материалам наших исследований, в интервале низкопроницаемых недонасы-щенных нефтью пропластков в нижней части пласта БС11 Муравленковского месторождения не формируется аномалий РГХЭ. Также показан факт отсутствия РГХЭ в зоне подобных пород при затрубной циркуляции сверху. Следовательно, этот же факт свидетельствует и об отсутствии продвижения нагнетаемых вод по низкопроницаемым пропласткам, характеризующимся заметным содержанием практически неподвижной (изначально остаточной) нефти. Примером, поясняющим отсутствие РГХЭ и соответственно притока из слабопроницаемых пропластков с высоким содержанием остаточной неподвижной нефти, являются уже упоминавшиеся скважины Муравленковского месторождения (4168, 4204, 4226). Для подтверждения явлений отсутствия притока и РГХЭ можно привести в качестве примера скважину 634Б этого месторождения. Здесь, по данным РГХЭ, отмечается подход воды к стволу скважины в зоне между двумя уплотнениями, находящимися выше интервала фильтра. При этом отмечается небольшая область радиоактивного загрязнения затрубного цементного камня, так как нефтью с водой работает близ-
Рис. 1. Пример формирования аномалии естественной радиоактивности в кровле девственного пласта Северо-По-точного месторождения (пласт БС10).
лежащий смежный пропласток. В силу поступления зат-рубного потока в ствол через верхние отверстия фильтра, он не проходит вниз по затрубному пространству. Хотя первые порции воды и могли это сделать, но прошедший объем ее достаточно мал, чтобы вызвать РГХЭ. В то же время этого могло хватить, чтобы блокировать нефтена-сыщенную депрессионную зону пласта ниже уплотнения. Следовательно, подобные зоны характеризуются содержанием трудноизвлекаемых запасов и являются депрес-сионными. При небольшом воздействии воды на эти про-пластки они блокируются, не вовлекаясь в разработку. Причем объем воды, поглощаемый этими пропластками, очень мал, следовательно, и на цементном камне против последних не осаждается заметного количества радиобарита. Именно об этом свидетельствуют небольшие по интенсивности приращения показаний повторного гамма-метода. В то же время в подошве пласта рассматриваемой скважины четко фиксируется другая аномалия РГХЭ, связываемая с поступлением нагнетаемой воды.
■ч. X ^ К 1 =г ПС 0 ГК (контроль) 24
1Л > р < с; с О 50гтЛ/ о ГК от 28.10.98г. 24
сг
2680 2687
2690 со г
см ■ о Ё
2700 и ш I
2710 2708 чГ
X
Рис. 2. Пример формирования аномалии естественной радиоактивности в добывающей скважине Тевлинско-Русскинского месторождения (пласт БС102'3).
При разработке месторождений с заводнением нагнетаемая в пласт вода в ходе газообмена с нефтью заметно разгазируется, вследствие чего существенно активизируется ее растворяющая способность, что фиксируется по резкому росту общей минерализации попутно добываемой воды. Так, для Муравленковского месторождения (пласт БП11) наблюдалось практически трехкратное повышение минерализации попутно добываемой воды.
В тех случаях, когда в пласте находится нефть с высокой газонасыщенностью, а так же при больших объемах нагнетания и тонкопоровом типе коллекторов (Кутырев, Сергиенко и др., 2005), наблюдается максимальный отвод нефтерастворенного газа в свободную фазу, причем именно в момент поступления закачиваемой воды в пределы того или иного участка разреза. Появление в пласте свободной фазы газа провоцирует осаждение в порах неор-
5 (28) 2008
^научно-техническим журнал
Георесурсы
ганических солей, переносимых закачиваемой водой. При этом в начальной стадии разработки осаждение имеет место на поверхности насосно-компрессорных труб, затем, по истечении определенного времени, на поверхности глубинного насосного оборудования, и лишь после этого - в порах ближней (ПЗП) и межскважинной зон пласта. Следовательно, рассматриваемые солеотложения контролируются фактическим уровнем термобарических параметров в пласте и скважине.
С появлением в пласте свободного газа, локализованного в интервалах прорыва в скважину нагнетаемой воды, резко снижается растворимость в нефти ее тяжелых компонентов, следствием чего является осаждение АСПВ в порах ПЗП, что и приводит, в конечном счете, к возникновению РГХЭ.
Согласно литературным данным, РГХЭ против обводненных прослоев не формируется в тех скважинах, которые пробурены в зоне, где радиоактивная оторочка вместе с осолоненным валом уже прошла. Тем не менее факты свидетельствуют о том, что подобные аномалии образуются и в этом случае. Так, по уже упомянутой группе скважин 635, 4117, 6001, 582 и др. Муравленковского месторождения в кровельной части пласта БП11 по данным гамма-метода четко отмечаются прорывы нагнетаемой воды. Интересен пример определения интервала прорыва нагнетаемой воды по скважине 4117/51-В, пробуренной в промытой зоне. Интервал прорыва фиксируется достаточно уверенно, если иметь в виду, что до возникновения аномалии РГХЭ (то есть, до повышения ГК), ему соответствовали пониженные относительно средней части пласта показания гамма-метода. Таким образом, имеем факт четкой инверсии значений естественной радиоактивности в случае прорыва нагнетаемых вод.
РГХЭ является признаком начального обводнения скважин в тех случаях, когда в их продукции еще не отмечается наличия воды. Небольшие порции нагнетаемой воды, поступая в ствол скважины, вернее, просачиваясь, во-первых, вызывают возникновение аномалий РГХЭ в цементном камне напротив интервала поступления, во-вторых, блокируют часть эффективной нефтенасыщенной толщины, в-третьих, приводят к изменению гидравлических условий подъема жидкости в трубах. Все это в конечном итоге приводит к уменьшению дебитов нефти и жидкости при одном и том же технологическом режиме работы скважины. При этом просачивающаяся в ствол скважины вода постепенно приводит к увеличению протяженности и веса ее столба и блокированию новых нефтенасыщенных прослоев пласта, хотя, еще раз подчеркнем, в продукции может не отмечаться наличия заметного количества воды. Подобный случай характерен для скважин, дренирующих пласты с невысокой нефтенасыщенностью, изначально (до разработки) отличающиеся повышенными значениями естественной радиоактивности. С другой стороны, нельзя полностью исключить возможности привноса нефтью в ствол скважины солей радиоактивных элементов (наряду с хлористыми солями) вследствие происходящего массоб-мена с пластовой водой (Кутырев, 2008).
Тем не менее, возникновение РГХЭ далеко не всегда может служить индикатором начального этапа подхода к скважине фронта обводнения. Так, появление свободной фазы газа в пласте инициируется созданием на последний
излишне высоких депрессий. По данным гамма-метода локальные проявления РГХЭ могут отмечаться также и в приконтактной зоне (Рис. 2). Причем образование достаточно контрастных аномалий в приконтактной зоне находится в прямой зависимости от степени превышения созданной на пласт депрессии относительно ее рациональной величины. В этом случае локальная радиогеохимическая аномалия не будет соответствовать прорыву нагнетаемой воды, так как она обусловлена осаждением в порах ПЗП солей из пластовой (подошвенной) воды и АСПВ из нефти, инициированным свободным газом, образовавшимся вследствие дегазации последней. К подобным случаям следует отнести и уже упоминавшуюся скважину 4204 Муравленковского месторождения.
Интересны в плане установления закономерностей в распределении стронция и бария исследования химического состава пластовой воды и отложений на приемной сетке УЭЦН скважин куста 12 Восточно-Придорожного месторождения, выполненные инженером Ю.В. Белоусо-вым. Согласно элементному составу, отложения на сетке насоса на 85.7% масс. представлены в виде пелитоморф-ных агрегатов бария (70%) и стронция (30%). Характерным, на наш взгляд, моментом является здесь некоторое уменьшение общей минерализации проб пластовой воды, отобранных из тех скважин куста 12, которым отвечает меньшее содержание бария, стронция и гидрокарбоната (например, скв. 827). Видимо, контрастность гидрогеохимической аномалии зависит и от общей минерализации пластовой воды, поскольку определяется взаимной растворимостью составляющих воду компонентов. В то же время, исходя из описанного выше механизма рассматриваемых явлений, снижение минерализации воды в существенной мере определяется уровнем ее разгазирования, то есть, в данном случае, величиной создаваемой на пласт депрессии, чем и подтверждается упомянутая ранее роль термобарических параметров анализируемых систем.
Резюмируя в целом результаты настоящих исследований, следует прежде всего отметить, что они, во-первых, позволяют в принципиальном плане устранить известные противоречия по применению гамма-метода для целей определения обводняющихся прослоев в условиях недо-насыщенных нефтью терригенных полимиктовых пластов в разрезах с низкой минерализацией пластовых вод, во-вторых, обосновать более четкие критерии прогноза обводнения пластов и скважин, в-третьих, установить механизм продвижения закачиваемых вод и характер выработки залежи и, наконец, в-четвертых, прогнозировать возможные потери извлекаемых запасов. Важным здесь является следующее обстоятельство, заключающееся в том, что пропласток, характеризующийся гидрогеохимической аномалией высокой интенсивности, по истечении некоторого времени вообще перестает дренировать.
Так, установлено, что пропластки в нижней части пластов БП101, БП11 Муравленковского, БС102 Суторминского, а так же в верхней части пластов БВ8, БВ10 Северо-Поточ-ного, АВ13-АВ2 Покачевского месторождений, за малым исключением, не вырабатываются. Попытка введения их в разработку посредством принудительного дренажа (перфорированием только подошвенной части) оказалась малоуспешной. Следовательно, подобного рода запасы следует классифицировать как невырабатываемые.
|— научно-технический журнал
I еоресурсы 5 (28) 2008
УДК: 550.822.3 ю.В. Костров1, Э.А. Абля2
'ООО «КогалымНИПИнефтъ», Когалым 2Московский государственный университет, Москва [email protected], [email protected]
К ВОПРОСУ О СОХРАННОСТИ ГЕОХИМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ В ПЕРВИЧНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ НОСИТЕЛЯХ
Приводятся некоторые результаты анализа сохранности геохимической информации и изменения углеводородов в ходе длительного хранения керна. Показана возможность использования углеводородов из керна длительных сроков хранения для геохимической характеристики разреза.
Ключевые слова: керн, шлам, геохимические исследования, углеводороды, газовая хроматография, хранение.
В связи с резким удорожанием комплекса геологоразведочных работ, в особенности бурения, а также благодаря применению новых методов исследований, особое значение приобретает вопрос изучения т.н. «исторических» керна и шлама из ранее пробуренных поисково-разведочных скважин. При этом возникают проблемы, которым до настоящего времени не уделялось достаточного внимания и от решения которых зависит корректность исследования «исторических» керна и шлама совместно с таковыми для новых скважин. К основным вопросам отнесём следующие - как изменяются состав и физико-химические свойства пород и заключенных в них флюидов в процессе подъема образцов керна на дневную поверхность и хранения в условиях кернохранилища и какой комплекс исследований позволит учитывать эти изменения. Данная проблема приобретает особое значение при геохимических исследованиях, так как углеводороды (УВ) являются наиболее изменчивыми носителями геолого-геохимической информации.
Так, в ходе подъема керна на дневную поверхность
Окончание статьи Е.Ф. Кутырева «К вопросу...»
Литература
Алексеев В.В., Готтих Р.П., Воробьева В.А. Закономерности в распределении радиоактивных элементов и естественного гамма-поля нефтегазовыгх областей. М.: Недра. 1968.
Дудаев С.М. Повышение информативности промыслово-гео-физических методов контроля за разработкой многопластовых месторождений (на примере месторождения Узень). Автореф. дисс. к.г.-м.н. М.: ВНИИ. 1991. 22.
Зимовец А.М. Изучение распределения радиоактивных изотопов в неоднородной по проницаемости призабойной зоне пласта. Каротажник. 2007. № 9(162).185-188.
Кутырев Е.Ф., Типикин С.И, Павлов М.В., Иванов С.В.. К вопросу оценки коэффициента охвата заводнением трудноизвлекаемых запасов нефти (на примере Муравленковского месторождения Западной Сибири). Нефтепромыысловое дело. 1996. № 2. 7-11.
Кутырев Е.Ф. Опреснение пластовых вод и фазовые равновесия во флюидной системе. Нефтяное хозяйство. 2007. № 6. 28-31.
Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях. Нефтя-
существенно изменяются термобарическая обстановка и фазовое состояние его порового флюида. В керне, например, нефтегазоконденсатного месторождения изначально содержатся подвижные фазы конденсатного газа, нефти, воды и неподвижные в виде равновесных (остаточных) воды и нефти (битума). Вследствие разгрузки керна из газа выпадает конденсат, в силу чего прирастает остаточная нефтенасыщенность, а из поровой нефти высвобождается углеводородный газ (УВГ). При этом выделяющийся из нефти в свободную фазу УВГ провоцирует осаждение высокомолекулярных соединений и ее усадку, что также обуславливает изменения баланса подвижной и не-
ное хозяйство. 2005. № 9. 184-188 (Ч. 1); №10. 44-48 (Ч. 2).
Кутырев Е.Ф. О фазовых равновесиях в системе порода-связанная вода-нефть в процессе безводной эксплуатации. Нефтяное хозяйство. 2008. № 1. 71-75.
Фахретдинов Р.Н., Давиденко Н.В. и др. Остаточные нефти и способ их извлечения. Нефтяное хозяйство. 1992. № 4. 25-27.
Добрынин В.М, Вендельштейн Б.Ю. и др. Промыгсловая геофизика. М.: Недра. 1989.
Хуснуллин М.Х. Геофизические методыл контроля разработки нефтяныых пластов. М.: Недра. 1989.
E.F. Koutyrev. Towards interpreting radioactive geochem-ical anomalies in producing wells of Western Siberia.
A conceptually new approach to the problems of interpretation of radiogeochemical anomalies is considered. The anomalies are caused by origin of immobile (equilibrium, residual) oil phases (condensate) in oil-bearing formations during both geological evolution and oil field development.
Key words: Radiogeochemical effect, producing well, radioactive elements, gamma-method, deasphaltizing.
№ гг/г № скв Месторождение (участок") Дата бурения Кол-во проб Задачи работ
1 2020 Пякяхинское 2006 13 Выявление перспективных горизонтов ниже забоя скважин
2 2099 Хальмер-паютинское 2006 12 Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород и характера газонефтенасыщения
3 161 Дружное 1989 5 Характер и масштаб нефтенасыщения пласта БС,^
4 612 Северо-Губкинское 2007 7 Определение характера флюидонасыщения и состава УВ пласта БПщ
5 1П Западно-Вадинское 2007 100 Определение характера флюидонасыщения, состава УВ пласта НХ1 и выявление перспективных горизонтов
6 1252у Кустовое 2007 7 Уточнение характера нефтенасыщенности пласта ЮС10.П
7 802 Северо-Губкинское 1987 30 Выявление перспективных горизонтов
Табл. 1.
^научно-технический журнал
Георесурсы ШЛЯ
