Оконтуривания высокопроницаемых зон

Характерной особенностью коллекторов трещинного типа является резкая невыдержанность фильтрационно-емкостных свойств на небольших расстояниях. Для оценки месторождений, где большую роль играют трещинные коллекторы, совершенно недостаточно лабораторных определений пористости и проницаемости, обычно считающихся наиболее достоверными при разведке и разработке залежей. Лабораторные данные характеризуют ФЕС и густоту распределения микротрещин в плотной матрице, т.е. в пределах отдельных микроблоков. Количественной оценки изменения трещиноватости более высокого порядка в пределах пласта или залежи нет, поэтому установить пространственную зональность распределения участков повышенной трещиноватости по данным лабораторных исследований образцов керна практически невозможно. Для изучения пространственной зональности коллекторов, выделения высокопроницаемых трещинных и трещинно-карстовых зон очень важное значение имеют полевые и скважинные геофизические методы, позволяющие изучать параметры пластов на более высоких иерархических уровнях.

 

4.2.1. Полевые геофизические методы

Прежде чем рассмотреть применение полевых методов для оценки высокопроницаемых зон в пределах локальных структур, следует отметить, что трещинные и трещинно-карстовые зоны могут быть достоверно оконтурены по данным гидродинамических и скважинных геофизических методов на стадии разработки залежи при достаточно густой сетке пробуренных скважин. На поисковом и разведочном этапах ГРР информации, полученной в поисковых и разведочных скважинах, явно недостаточно для оконтуривания трещинных зон. В таких условиях основную роль при прогнозе высокопроницаемых зон может сыграть высокоразрешающая сейсморазведка с густой сетью сейсмопрофилей, расположенных между пробуренными скважинами. Возможность применения детальной сейсморазведки для выделения зон трещиноватости в нефтегазоносных комплексах обоснована во многих работах [66, 117 и др.]. Изучение данных сейсморазведки, проведенной в пределах Усинской (см. главу 2, п.2.3) и Харьягинской площадей показало, что зоны развития трещиноватости и карста на временных разрезах выделяются в виде участков отсутствия отражений (рис. 4.4, пикеты 38-80, интервал 1,78-1,98 с) или субвертикальных аномалий сейсмической записи (рис. 2.19).

Обработка сейсмического материала по специальным пакетам программ позволила установить, что трещинно-карстовые зоны в карбонатном разрезе характеризуются аномальными кинематическими и динамическими параметрами (повышенное поглощении энергии сейсмических волн, пониженные интервальная и эффективная скорости и др.). Пример выделения трещинно-карстовой зоны на двумерной модели поглощения сейсмических волн по профилю 30285-29 Мусюршской площади приведен на рис. 4.5. Здесь в районе скважины № 60 Мусюршор между пикетами 75-92 в интервале времени 1,95-2,2 с прослеживается субвертикальная аномалия высокого поглощения сейсмических волн, вызванная повышенной трещиноватостью и закарстованностью карбонатных пород верхнего девона. Аналогичные аномалии сейсмической записи установлены также в верхнедевонской карбонатной толще Харьягинской площади.

 

 

Рис. 4.4. Временной сейсмический разрез по профилю 803-04 Харьягинского нефтяного месторождения

 

Для прогноза высокопроницаемых зон на поисковом и разведочном этапе наряду с сейсморазведкой можно достаточно эффективно использовать данные грави- и электроразведки. В пределах трещинно-карстовых зон карбонатные породы обладают известным “дефицитом” плотности, что находит отражение в виде локальных отрицательных аномалий силы тяжести (Δg), а также в виде аномалий электрического сопротивления по данным электроразведки за счет описанных выше эффектов. Например, субвертикальная зона повышенной кажущейся проводимости по данным электроразведки КМТЗ на Мусюршорской площади была прослежена в палеозойских карбонатных отложениях от пород фундамента до отложений верхней перми включительно (рис. 4.6). На этом же участке при проведении детальной гравиразведки был зафиксирован локальный минимум Δg, обусловленный разуплотнением карбонатных пород (рис. 4.7).

Рис. 4.5. Двумерная модель поглощения сейсмических волн по профилю 30285-03 Мусюршорской площади:1 – аномалии низкого пог-лощения сейсмических волн; 2 – аномалии высокого поглощения сейсмических волн; 3 – поисковые и разведочные скважины; 4 – отра-жающие горизонты и их индек-сация

Рис. 4.6. Геолого-геофизический разрез по профилю 30284-03 через Мусюршорскую структуру по данным МОГТ и КМТЗ:

1 – линия сейсмопрофиля МОГТ с пунктами КМТЗ; 2 – пробуренные скважины и их номера; 3 – отражающие сейсмические горизонты, их индексы и стратигра-фическая привязка; 4 – стратиграфические границы по данным сейсморазведки и бурения; 5 – поверхности несогласного залегания отложений; 6 – зона разлома по данным МОГТ; 7 – зона развития рифогенных отло-жений по данным МОГТ; 8 – основные геоэлектри-ческие границы по результатам КМТЗ; 9 – зоны искажающего действия горизонтальных геоэлектрических неоднородностей в магнито-теллурическом поле; 10 – зона вторичных изменений (повышенной трещиноватости и проницаемости) пород осадочного чехла по данным КМТЗ и дешифрирования АФС; 11 – условное положение нефтяных залежей по данным бурения, сейсморазведки и КМТЗ; 12 – графики суммарной продольной проводимости разреза (S) и дифференциальной продольной проводимости (DS) для различных стратиграфических комплексов разреза (в сименсах)

Рис. 4.7. Отражение зон разуплотнения в карбонатных отложениях палеозоя на графиках Δg Мусюршорской площади:

1 – график изменения силы тяжести в условных единицах наблюденного поля в редукции Буге; 2 – сейсмические отражающие горизонты; 3 – предполагаемые интрузии основного состава по данным грави- и магниторазведки: в числителе глубина залегания верхней кромки в км, в знаменателе – интенсивность намагничения; 4 – разрывное нарушение по данным сейсморазведки; 5 – зона разуплотнения

 

На рис. 4.8 приведен пример отражения трещинно-карстовых зон на графиках Δg проходящих через Усинское месторождение.

 

Рис. 4.8. Отражение зон развития трещинно-карстовых коллекторов на графиках Δg на продольном (а) и поперечном (б) профилях Усинского месторождения: 1 – кровля карбонатных отложений С₂-Р₁; 2 – карбонатные породы С₂-Р₁, вмещающие залежь нефти; 3 – водонефтяной контакт; скважины: 4 – разведочные; 5 – эксплуатационные; 6 – субвертикальные зоны повышенной трещиноватости

Приведенные выше примеры наглядно свидетельствуют о возможности эффективного использования данных сейсмо-, грави- и электроразведки для прогноза трещинных и трещинно-карстовых зон в нефтегазоносных резервуарах. Однако при этом необходимо учитывать то, что аномалии, подобные тем, которые регистрируются в трещинных дислокациях, могут образовываться и за счет других особенностей геологического строения изучаемого разреза, что очень часто затрудняет получение однозначных выводов при интерпретации полевых геофизических материалов.

 

4.2.2. Скважинные геофизические методы

Промыслово-геофизические исследования, проведенные на Усинском и других месторождениях, свидетельствует о том, что промышленные притоки нефти получают не из всего интервала перфорации, а из маломощных пропластков, в том числе единичных трещин, обладающих наилучшими фильтрационными свойствами. Проницаемость таких суперколлекторов, установленная по гидродинамическим исследованиям скважин, превышает проницаемость поровой матрицы, определенной по керну, на 2-3 порядка. В таблице 4.1 приведены осредненные значения коллекторских свойств пород по данным исследования шлифов целиком для всей карбонатной толщи среднего карбона-нижней перми Усинского месторождения (без подразделения ее на продуктивные и непродуктивные слои). В этой связи приведенные средние значения пористости и проницаемости значительно ниже тех, которые были приняты при подсчете запасов (m=20%, К_пр=38^.10^-15м²). Трещинная проницаемость пород, определенная в шлифах, значительно превышает газопроницаемость образцов пород, однако и она недостаточна для объяснения больших дебитов (80 т/сут и более) тяжелой (r=0,943 г/см³) высоковязкой (μ =700 мПа^.с) нефти. Такие высокие дебиты скважин трудно объяснить фильтрацией малоподвижной нефти в пористой среде с проницаемостью 0,38 мкм². Вероятнее всего они связаны с наличием в продуктивном разрезе высокопроводящих каналов: карстовых полостей, крупных каверн и трещин, из которых керн не был поднят. В связи с этим определенный интерес для выделения трещинных и трещинно-карстовых коллекторов представляют промыслово-геофизические исследования, которые проводятся по всему стволу скважин и позволяют изучать сложнопостроенные резервуары в масштабе всего продуктивного пласта или объекта.

Общепринятые признаки сложного трещ инно-кавернового и трещинного карбонатного коллектора по данным ГИС следующие [68]:

– d_c >d_н и d_с имеет тенденцию роста во времени, профиль скважины резко изменчивый, в отдельных интервалах возможно резкое увеличение d_с;

– резкое снижение r_п при вскрытии на растворе с r_ф = r_в или замене этого раствора пресным, на котором первоначально бурилась скважина;

– нарушение четкости волновой картины на диаграмме ФКД вплоть до полного его исчезновения, резкое увеличение d_P, d_{S ,} d_L;

– резкое снижение продолжительности проходки, интенсивное поглощение ПЖ вплоть до полной потери циркуляции.

Признаки отличия сложного трещинно-кавернового коллектора от трещинного следующие:

– коэффициент общей пористости по данным нейтронных методов НМ, НГМ К_П^НК, К_П ^НГК может быть значительным и при интенсивной закарстованности достигает десятков процентов;

– коэффициент пористости по данным стандартного и широкополостного АМ К_п^АК то приближается к К_п^НК, К_п^НГК, то становиться меньше среднего значения К_П по данным ядерных методов, причем это различие тем больше, чем больше К_П, размеры полостей выщелачивания и удаленность их друг от друга; в идеальном случае К_п^АК совпадает с К_{п бл.}, тогда как К_п , К_п ^НГК @ К_п;

– диаграмма сигнала свободной процессии ЯМР отмечает аномалиями ИСФ отдельные значительные полости выщелачивания, если они находятся в зоне исследования на фоне участков, где сигнал ИСФ не превышает порового (1%);

– диаграммы методов определения глинистости СП и ГМ фиксируют низкими показаниями интервалы трещинно-кавернового коллектора, отмечают незначительным повышением показаний участки интенсивного поглощения глинистого раствора и возникновения глубокой зоны кальматации. Показания ГМ могут закономерно расти во времени вследствие неравномерной глинизации породы по трещинам и крупным сообщающимся полостям. На диаграмме СП может резко изменяться во времени отрицательная аномалия за счет роста во времени фильтрационной компоненты U_СП, еще более интенсивного, чем в трещинном коллекторе;

– наклономер и акустический телевизор, как и в случае трещинного коллектора, представляет одно из важнейших средств обнаружения и изучения трещинно-кавернового коллектора, однако полученная информация должна анализироваться в комплексе с другими методами ГИС.

Весьма эффективен также метод активаторов, где в отличие от трещинного коллектора получаемые эффекты на диаграмме повторного замера после воздействия (нагнетании в эффективное пространство трещинно-кавернового коллектора активированной жидкости) значительны. Наиболее целесообразно выделение рассматриваемых коллекторов с применением нейтронно-активных элементов (хлор, бор, кадмий) и проведением повторных замеров импульсными или стационарными нейтронными методами.

Еще более эффективен способ исследование-испытание при расформировании зоны проникновения воздействием испытателя пластов на трубах (ИПТ).

Сохраняют свое значение повторные исследования стационарными и импульсными нейтронными методами в колонне, рекомендуемые для выделения продуктивных коллекторов в обсаженных скважинах.

Изучение данных кавернометрии на Усинской, Харьягинской и Мусюршорской площадях позволило установить, что диаметр скважин в трещинно-карстовых зонах, как правило, больше номинального, хотя иногда близок к нему. В некоторых скважинах на кавернограммах удалось зафиксировать карстовые полости.

Пример выделения карстовой полости по кавернограмме показан на рис. 4.9. Здесь в скважине № 30 Мусюршор в интервале 2920-2922 м наблюдается резкое увеличение диаметра ствола. На этой глубине в процессе бурения произошло полное поглощение промывочной жидкости с провалом инструмента на 1,5 м. При испытании скважины из этого интервала был получен мощный фонтанный приток нефти дебитом 1420 т/сут. Увеличение диаметра ствола разведочной скважины № 48 в продуктивных карбонатных отложениях верхнего девона (пласт Д₃-III) Харьягинского месторождения на глубине 2565-2674 м (рис. 4.10) также свидетельствует о значительной трещиноватости карбонатных пород. Эта скважина находится на пересечении зон трещиноватости меридионального и субширотного направлений, выделенных нами по комплексу геолого-геофизических методов [123]. В результате обработки данных акустического каротажа [41] в районе этой скважины установлено уменьшение пластовой скорости в пласте Д₃-III до 5230 м/с (рис. 4.11), что также может быть объяснено разуплотнением карбонатных пород за счет высокой степени трещиноватости и кавернозности.

 

Рис. 4.9. Пример отражения карстовой полости в интервале 2920-2922 м на кавернограмме (скв. № 30 Мусюршор): 1 – кривая КС; 2 – кавернограмма

 

 

Рис. 4.10. Отражение трещиноватости в продуктивной карбонатной толще D₃–III Харьягинского месторождения на кавернограмме в скв. № 48: 1 – кривая КС; 2 – кривая ПС; 3 – кавернограмма

 

 

 

Рис. 4.11. Карта пластовых скоростей продуктивной толщи D₃-III Харьягинского нефтяного месторождения:

1 – скважины: в числителе – номер скважины, в знаменателе – пластовая скорость по результатам обработки АК, проведенной Л.А. Гобановым и В.Б. Евдокимовым в м/сек; 2 – линии равных скоростей; 3 – внешний и внутренний контур нефтеносности; 4 – линии литологического замещения коллекторов; 5 – зона отсутствия отражений сейсмических волн, связываемая с разрывным нарушением; 6 – зоны разуплотнения, выделенные по комплексу методов

 

При подсчете запасов нефти в карбонатных отложениях верхнего девона на Харьягинской площади для выделения сложных типов коллекторов использовалась разница в величине пористости, определенной по НГК и по АК. При этом, если К_п^НГК была более чем на 1% выше К_п^АК, то тип коллектора интерпретировался как каверново-поровый, при обратном соотношении этих величин тип коллектора определялся как трещинно-поровый. Использование этих данных позволило установить, что в выделенных высокопроницаемых зонах на Харьягинской площади доля сложных трещинно-каверново-поровых коллекторов составляет до 79% от общей эффективной мощности продуктивной толщи Д₃-III (рис. 4.12).

 

 

 

 

Рис. 4.12. Доля трещинно-каверново-поровых коллекторов в продуктивной толще D₃-III Харьягинского нефтяного месторождения по данным ГИС: 1 – скважины: в числителе – номер скважины, в знаменателе – доля сложных типов коллекторов от суммарной нефтенасыщенной мощности в %. Остальные условные обозначения смотри к рис. 4.11

 

 

Приведенные выше примеры показывают, что, используя некоторые геофизические методы или их комплекс, можно в разрезах скважин выделять трещинные коллекторы, однако при этом возникают сложности с определением ориентировки трещин и с оконтуриванием высокопроницаемых трещинных зон по площади. Эти недостатки можно преодолеть, используя разработанный нами способ, описанный ниже и основанный на специальной обработке данных стандартного электрокаротажа.

 

4.2.3. Способ выявления дизъюнктивных дислокаций

нефтяных и газовых месторождений

Замена бурового раствора (метод двух растворов) [28], для выделения трещинно-каверновых коллекторов по изменению кажущегося сопротивления, на площадях ТПП обычно не практикуется. Также пока практически не используются ядерно-магнитные исследования, широкополосный акустический каротаж и скважинный акустический телевизор. Метод активаторов и способ исследование-испытание-исследование для выделенных сложных типов коллекторов применялся лишь на единичных скважинах.

По стандартному комплексу ГИС, применяемому на месторождениях ТПП, включающему: КС, ПС, ГК, НГК, ИК, БК, БКЗ, МБЗ, ДС, АК, ЦМ, ЛМ, установить и выделить сложные типы коллекторов очень трудно, ввиду того, что способы их выделения разработаны пока недостаточно [34]. Учитывая это, нами был предложен и апробирован на многих месторождениях способ выделения дизъюнктивных дислокаций и зон вертикальной трещиноватости. Способ основан на использовании и специальной обработки данных электрического каротажа (КС), который обязательно проводится по всему разрезу во всех категориях скважин.

Сущность способа заключается в том, что в периоды тектонической активизации и роста структуры породы-флюидоупоры теряют экранирующие свойства и, вследствие вертикальной миграции флюидов и проходящих при этом физико-химических процессов взаимодействия флюидов и пород (сорбция, новообразование минералов и пр.), изменяют свои первоначальные электрические свойства. Поэтому в пределах зон вертикальной трещиноватости и тектонических нарушений перекрывающие залежь породы будут характеризоваться аномальными значениями электрических параметров относительно участков, не подверженных тектоническим дислокациям, где электрические характеристики имеют фоновое значение.

Наиболее эффективно способ может быть реализован при изучении глинистых флюидоупоров выдержанной мощности, которые по отношению к остальной части исследуемого разреза характеризуются более стабильными физическими параметрами и менее подвержены различным флуктуациям. Следовательно, по сравнению с неоднородными карбонатными коллекторами глинистые прослои отличаются более стабильной электрокаротажной характеристикой. Незначительная изменчивость глинистых пород в пределах локальных структур отмечена в работах [68, 74]. Данные детального изучения электрических параметров пород-флюидоупоров на месторождениях ТПП показали, что если наблюдаются резкие флуктуации электрических свойств глинистых пород в пределах рядом расположенных скважин, то это, при выдержанности литологического состава пород, можно объяснить влиянием тектонических дислокаций и физико-химическими процессами, происходящими при вертикальной миграции флюидов.

На некоторых месторождениях в глинистых толщах, имеющих континентальное или прибрежно-морское происхождение, резкое изменение электрических параметров может быть обусловлено появлением в разрезе палеорусловых песчаных тел (линз). В качестве примера можно привести верхнепермские глинистые породы, которые на большей части ТПП накапливались в континентальной и прибрежно-морской обстановке. Так, локальные линзовидные палеорусловые тела песчаников установлены в верхнепермских отложениях на Мичаюском, Усинском, Возейском, Харьягинском и других месторождениях [98, 121]. Учитывая то, что одним из контролирующих факторов заложения речных систем являются ослабленные зоны (тектонические нарушения, зоны трещиноватости и пр.) [36, 220], установление в глинистой толще локальных палеорусловых песчаных тел не противоречит приведенным доводам, а указывает на связь песчанистых участков с тектоническими дислокациями в нижележащих комплексах осадочных пород.

Разработанный нами способ идентификации высокопроницаемых трещинных зон по электрическим параметрам пород-покрышек впервые был применен на Усинском месторождении [129]. Для трассирования зон трещиноватости выделенная и прослеженная по корреляционным признакам на каротажных диаграммах пермская глинисто-алевролитовая толща, являющаяся покрышкой пермокарбоновой залежи, была разбита по характерным реперам на четыре пачки: I, II, III, IV. Каротажные диаграммы оцифровывались на специальном преобразователе и записывались на магнитный носитель. Затем по специально разработанной программе “GSC” [126] на ЭВМ были определены интегральные электрические характеристики как для всей глинистой толщи в целом, так и для отдельных пачек.

По всем обработанным скважинам были рассчитаны следующие электрические параметры слоистого разреза: суммарная продольная проводимость (S), суммарное поперечное сопротивление (Т), среднее продольное (r_l), поперечное (r_t) и эффективное (r_m) сопротивления, а также коэффициент анизотропии (λ). Всего таким способом было отработано около 200 каротажных диаграмм по скважинам равномерно охватывающим разбуренную часть пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. После получения необходимых электрических характеристик были построены карты рассчитанных параметров. На этих картах зонам вертикальной трещиноватости соответствуют аномалии повышенных электрических сопротивлений (r_l, r_t, r_m и Т), коэффициента анизотропии (λ) и пониженной электропроводимости (S).

Наиболее четко зоны разуплотнения фиксируются по r_l, r_t, r_m, и λ, так как эти параметры не зависят от изменения мощности исследуемого разреза по сравнению с параметрами S и Т, которые, кроме электрической неоднородности, отражают изменение мощностей изучаемой толщи. На рис. 4.13 приведена карта среднего поперечного сопротивления пачки III (r_t3) верхнепермских глинистых отложений Усинского месторождения. На карте отчетливо выделяются аномалии повышенного сопротивления, имеющие северо-западное, северо-восточное и субширотное простирание, которые отражают зоны трещиноватости той же ориентировки.

Максимальные аномалии фиксируются над участками пересечения зон трещиноватости различной ориентировки, что свидетельствует о значительном влиянии тектонических дислокаций на электрические свойства флюидоупоров, особенно при пересечении двух и более систем трещин. Близкую конфигурацию имеют аномалии и по другим пачкам, хотя в вышележащих они выражены менее контрастно. Так, если по нижней части пермской глинистой толщи (пачки III и IV) значения r_t в зонах трещиноватости выше фонового в 2-4 раза, то по верхнему интервалу покрышки (пачка I) значения r_t выше фонового всего на 1-2 ом^.м. Таким образом, изучение пермской глинистой покрышки среднекаменногольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения позволило не только подтвердить наличие субвертикальных трещинных зон в карбонатных отложениях С₂-Р₁, но и подтвердить их сквозной характер через глинистые породы [130].

 

 

Рис. 4.13. Карта среднего поперечного сопротивления пачки III глинисто-алевритовых отложений верхней перми Усинского нефтяного месторождения: 1 – эксплуатационные скважины; 2 – зоны разуплотнения; 3 – роз диаграммы трещиноватости по керну; 4 – линии равного сопротивления (изоомы) в ом·м; 5 – линия геологического профиля

Разработанный на основе проведенных исследований способ был оформлен в виде изобретения [122] и применялся для идентификации трещинных зон на Харьягинском, Верхневозейском, Восточно-Сотчемью-Талыйюском, Западно-Тэбукском, Курьинском, Рассохинском, Пашнинском и других месторождениях Тимано-Печорской провинции. Использование данного способа показало хорошую сходимость с данными, полученными другими методами.

 

⇐ Предыдущая123Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: