 |
Косвенные методы оценки трещиноватости и закарстованности продуктивных пород
|
|
|
|
К косвенным методам изучения трещиноватости и закарстованности продуктивных интервалов разрезов скважин можно отнести анализ данных о поглощениях промывочной жидкости (фильтрационный каротаж), изучение механической скорости бурения (механический каротаж), гидродинамические исследования скважин и использование специальных методов оценки трещиноватости, основанных на математической статистике.
4.3.1. Анализ данных поглощения промывочной
жидкости при бурении скважин
При изучении всех месторождений ТПП в качестве одного из критериев наличия в разрезе высокопроницаемых трещинных и трещинно-карстовых коллекторов использовались сведения о поглощениях бурового раствора в процессе бурения скважин. Этот критерий, хотя и является косвенным, позволяет безошибочно диагностировать интервалы трещинных и трещинно-карстовых коллекторов, так как при вскрытии коллекторов порового типа катастрофические поглощения промывочной жидкости не происходят, а провалы бурового инструмента фиксируются только при вскрытии крупных карстовых полостей.
Интенсивные поглощения промывочной жидкости и провалы инструмента при вскрытии скважинами интервалов трещинных и трещинно-карстовых коллекторов были зафиксированы на Усинском, Харьягинском, Верхневозейском, Падимейском, Мусюршорском, Сандивейском, Пашнинском, Западно-Тэбукском, Вуктыльском, Рассохинском и других месторождениях Тимано-Печорской провинции.
Поглощения бурового раствора различной интенсивности, от частичного до полного, при вскрытии трещинных и трещинно-карстовых резервуаров отмечаются многими исследователями в качестве характерного признака коллекторов этого типа. В качестве примеров можно привести месторождения Пермского Прикамья, Башкирии, Татарии, Оренбургской области, Восточной Сибири, Прикарпатья, Прикаспийской впадины, Предкавказья, Узбекистана в пределах стран СНГ, месторождения Персидского залива, Индонезии, Китая, Франции, Северной, Ценральной и Южной Америки, описанные в многочисленных статьях и монографиях [31, 48, 78, 108, 234, 246, 250, 264, 266, 271, 273, 328 и др.].
|
|
|
Так, на нефтяном месторождении Ренквай, расположенном в бассейне Бохайвань на северо-востоке Китая и связанном с доломитами формации Вумишан (средний и верхний протерозой) и известняками кембрия-ордовика, поглощения промывочной жидкости и провалы инструмента при бурении скважин наблюдались на глубинах свыше 3 км [246]. При детальном изучении структурной карты на месторождении были установлены карстовые воронки глубиной более 30 м. Крупнейшие пещеристые полости, выявленные в продуктивных породах месторождения, составляют 15-20 м в длину и 7-8 м в высоту. Статистические данные, полученные при изучении 13,26 м керна, в одной из разведочных скважин показали, что в нем имеется 6589 закарстованных трещин и 10168 выщелоченных каверн. Некоторые образцы керна выглядели как соты из улья. Случаи провалов инструмента и поглощения промывочной жидкости в процессе бурения встречаются очень часто и вызывают серьезные проблемы при строительстве скважин на этом месторождении. Максимальный провал инструмента при бурении составил 6,46 м, а максимальный объем поглощенного бурового раствора – 7051 м3.
Анализ данных бурения, проведенный автором в пределах С2-Р1 залежи Усинского месторождения [78], показал, что практически все скважины, в которых наблюдалось частичное или полное поглощение промывочной жидкости и провалы бурового инструмента, расположены в выделенных трещинно-карстовых зонах (рис. 4.2). Максимальный провал инструмента, зафиксированный в карбонатных породах нижней перми-среднего карбона, достигал 8 м, а объемы поглощенной промывочной жидкости достигали нескольких тысяч м3.
|
|
|
4.3.2. Механический каротаж
Механический каротаж основан на изучении скорости бурения скважин. Этот вид исследований представляет собой определение времени, расходуемого на бурение единицы длины скважины. Наиболее распространенными интервалами, для которых определяется скорость бурения, являются 0,25; 0,5 и 1 м. Скорость бурения зависит как от технологических параметров режима бурения, типа и размера используемого долота, так и от прочностных и абразивных свойств горной породы, которые определяются ее литологией. Это позволяет использовать механический каротаж для расчленения разреза скважины и уточнения литологического состава пород. Данные механического каротажа привлекаются также для интерпретации материалов газового каротажа. Регистрация кривой механического каротажа производится либо приборами, входящими в комплект газокаротажной станции, либо станцией контроля геолого-технических параметров режима бурения (ГТИ).
При анализе данных ГТИ, выполненном на скважинах Усинского месторождения, было установлено, что высокопроницаемые пропластки характеризуются резким увеличением скорости проходки при бурении. Пример выделения высокопроницаемого пласта в интервале 1287-1293 м по резкому увеличению скорости проходки (данные ГТИ) в скважине № 425 -Уса приведен на рис. 4.14. В этом интервале наблюдалось частичное поглощение глинистого раствора в объеме 5 м3/час. После начала закачки воды в эту скважину геофизическими исследованиями было установлено, что из трех перфорированных интервалов воду принимает лишь один. Причем в этом десятиметровом интервале (1287-1297 м) аномалия приемистости зафиксирована лишь в узкой двухметровой зоне 1287-1289 м, соответствующей высокопроницаемому пласту, выделенному по данным механического каротажа (ГТИ). Кроме того, скважина № 425 - Уса попадает в зону тектонического нарушения, выделенного по данным сейсморазведки (рис. 2.20).
Рис. 4.14. Выделение высокопроницаемого пласта в известняках С2-Р1 Усинского месторождения в скв. № 425 по данным механического каротажа:
|
|
|
1 – осевая нагрузка на долото, т; 2 – механическая скорость, м/час; 3 – интервал перфорации; 4 – принимающий интервал по данным ГИС
В ТПП геолого-технологические исследования проводятся лишь на отдельных скважинах, рекомендуемых геологической службой. Как правило, это поисковые или разведочные скважины, которые бурятся в сложных горно-геологических условиях. Однако в тех скважинах, где такие исследования выполняются, данные о скорости бурения позволяют выделять интервалы высокопроницаемых трещинно-карстовых карбонатных коллекторов.
4.3.3. Гидродинамические исследования скважин
Эти методы основаны на изучении зависимости дебита скважины от забойного давления и заключаются в фиксации последовательных изменений отборов жидкости из пласта, замеров дебита и забойного давления. К гидродинамическим исследованиям относятся широко известные методы установившихся отборов, кривых восстановления давления и гидропрослушивание.
К числу особенностей фильтрации флюидов в трещинных коллекторах относится специфичный обмен потока жидкости между трещинами и пористыми блоками и проявление так называемой двойной пустотности (проницаемости). При дренировании сложных коллекторов жидкость, в первую очередь, поступает из более проницаемых трещин, каверн и карстовых пустот, а затем уже из низкопроницаемой пористой матрицы.
Практика разработки месторождений ТПП и гидродинамических исследований скважин в полной мере подтверждает характер двойной пустотности сложных коллекторов.
В трещинных коллекторах темп перераспределения давления в высокопроницаемой среде значительно выше темпа изменения давления в низкопроницаемой, вследствие чего преимущественная фильтрация имеет место в высокопроницаемых каналах. В соответствии с теоретическим поведением давления в модели двухслойной среды, характерным признаком двойной проницаемости сложного коллектора является уменьшение пьезопроводности во времени от максимальных значений в высокопроницаемых каналах (трещинах, кавернах и карстовых полостях) до минимальных в низкопроницаемой среде (пористой матрице). Так, по наблюдениям методом гидропрослушивания на разных участках С2-Р1 залежи Усинского месторождения во многих случаях было получено распределение пьезопроводности, соответствующее теоретическому [11]. На основании подтвержденного практикой характерного признака двойной проницаемости среды интерпретация результатов гидропрослушивания пар скважин Усинского месторождения (таблица 4.2) проводится обычно по методике обработки кривых реагирования для двухслойных сред [12].
|
|
|
Определения количественных характеристик двухслойной среды осуществляют с помощью кривых интегрального распределения пьезопроводности во времени от начала прихода импульса в реагирующую скважину (рис. 4.15). Прямолинейная аппроксимация начальных и конечных участков интегральных кривых дает возможность через тангенсы углов наклона определить отношение пьезопроводностей высокопроницаемой (трещинной) среды и низкопроницаемой (пористой матрицы) – так называемый параметр неоднородности l. Последний, согласно принятой методики расчетов, связан с линейными запасами (mh) и отношением упругоемкостей двух сред (В0) следующей зависимостью:
Вставка табл. 4.2.
| l= | c1 | =1+ | b1. т 2 h 2 | = 1+ B0,(1) |
| c2 | b2. т 1 h 2 |
где индексы 1 и 2 присвоены коэффициентам пьезопроводности c, пористости т, упругости b, толщинам h соответственно высоко- и низкопроницаемой среды.
При обработке для высокопроницаемой среды (трещин) принято b1=bнефти=6,5·10-4 Мпа-1; т 1 =т трещин=1; для низкопроницаемой среды – b2=1,2·10-4 МПа-1; т 2 = 0,2.
Рис. 4.15. Интегральные кривые распределения пьезопроводности во времени по результатам гидропрослушивания скважин С2-Р1 залежи Усинского месторождения (по А.П. Базылеву и Т.В. Лукошниковой):
1, 2 – скважина № 1014, импульс соответственно от пуска и остановки скважины № 1503; 3,4 – скважина № 1016, импульс от пуска соответственно скважин №№ 1504 и 1503; 5 – скважина № 425, импульс от остановки скважины № 3310
С помощью понятия «линейные запасы» можно произвести оценку соотношения объемных запасов матрицы (низкопроницаемой среды) и трещин (высокопроницаемой среды). Расчеты по паре скважин №№ 1503 – 1014, вскрывших разные пласты среднего объекта разработки, показывают, что соотношение запасов в зоне, охваченной гидропрослушиванием, составляет 0,008, т. е. высокопроницаемые каналы (трещины) содержат менее 1 процента запасов матрицы. При этом пьезопроводность трещин в 24 раза выше пьезопроводности матрицы, а толщина высокопроницаемого трещинного прослоя составляет всего 5,3 см. По другой паре скважин №№ 3310 – 425, вскрывших разные объекты разработки, соотношение запасов составляет 0,23, то есть интенсивность трещиноватости в районе указанных скважин делает трещинную емкость способной сосредоточить до 23% запасов матрицы при расчетной толщине трещиноватого прослоя 4,45 м. В скважинах №№ 1503 – 1016 и 1504 – 1016, работающих на один объект, высокопроницаемый трещинный прослой содержит от 40 до 50% запасов матрицы при его расчетной мощности от 27 до 61 см.
|
|
|
Обработка кривых реагирования по методике для сложных коллекторов дает информацию, которая позволяет судить о разной степени трещиноватости и фильтрационной неоднородности продуктивного разреза. По паре скважин №№ 3310 – 425, вскрывших зону тектонического нарушения (рис. 2.20), этот параметр относительно невысок, т. е. высоко- и низкопроводящая среда не слишком резко отличаются друг от друга, хотя пьезопроводность той и другой выше средней по залежи. Данное обстоятельство объясняет значительную, проводящую гидродинамический импульс, толщину пласта и не вызывающую затруднений вертикальную сообщаемость объектов разработки. Высокий коэффициент неоднородности при средних значениях пьезопроводности говорит о том, что в данном случае трещины являются каналами, обеспечивающими фильтрацию флюидов, в то время как местом сосредоточения основных запасов нефти является пористая матрица коллекторов.
Интерпретация результатов гидропрослушивания позволяет не только количественно оценить фильтрационные параметры трещин и матрицы сложных коллекторов, но и получить новую информацию об отдельных участках залежи, на основании которой можно разрабатывать комплекс мероприятий, направленных на повышение эффективности извлечения нефти.
Эффект двойной проницаемости трещинных коллекторов достаточно четко проявляется также при изучении кривых восстановления давления (КВД) и индикаторных диаграмм. В карбонатных трещинно-карстовых резервуарах очень часто фиксируются классические для сложных коллекторов формы КВД, имеющие характерный изгиб (ступеньку), которая указывает на быстрое восстановление давления в высокопроницаемой трещинной среде (рис. 4.16). В трещиноватых песчаниках более сложно визуально установить на КВД проявление эффекта двойной пустотности, для этого обычно проводят их специальную обработку с построением кривых первой и второй разности. Однако резкое восстановление давления в трещинах, высокая продуктивность скважины и отрицательный скин-эффект, как правило, указывают на сложный тип коллектора (рис. 4.17).
Рис. 4.16. КВД в скв. № 4 Ю.Низевая, инт. 2046,4-2050,4 м, известняки D3 fm, манометр МГН-2-250 (по данным А.П. Базылева)
Рис. 4.17. КВД в скв. № 1 Сев. Костюкская, глубина 3801 м, песчаники D2, коэффициент продуктивности 122 м3 /сут · МПа-1, скин-эффект S=-5,33, проницаемость 1,93 мкм2 (по данным Н.И. Сыромятникова)
На индикаторных диаграммах (ИД) трещинные коллекторы отражаются в виде выпуклых кривых. Поэтому выпуклая форма ИД может указывать на непосредственную связь с трещинной емкостью (рис. 4.18).
|
Рис. 4.18. Индикаторная диаграмма скв. № 5 Северо-Аресского месторождения нефти, инт. 1806-1827 м, известняки D3 fm (по данным А.П. Базылева)
Таким образом, характер индикаторных диаграмм и КВД может свидетельствовать о блоковом строении и проявлении фильтрационно-емкостной неоднородности продуктивных пород и позволяет идентифицировать в разрезе скважин трещинные коллекторы.
4.3.4. Использование методов математической статистики
при изучении трещиноватости
Методы математической статистики широко используются при расчете различных параметров трещиноватых пластов в процессе исследования керна и шлифов, оценке геологической неоднородности и взаимовлияния скважин, обработке геологической и геофизической информации.
Используя методы математической статистики при анализе работы добывающих скважин в процессе разработки залежей, можно определить потенциал изменчивости трещин и свойств матрицы в пределах сложнопостроенных резервуаров. Для того, чтобы установить эти качества трещинных коллекторов, обычно анализируют два параметра – первоначальный дебит скважины (qнач) и накопленная (суммарная) добыча нефти (Qнак). При этом, как показано Р.А. Нельсоном и др. [287], для чисто трещинных коллекторов (коллекторы первого типа) карты первоначального дебита и накопленной добычи характеризуют изменения интенсивности трещиноватости коллекторов. Естественно, что в таких случаях максимальные дебиты скважин и максимальная накопленная добыча наблюдаются в пределах участков интенсивной трещиноватости. В сложных коллекторах второго типа (порово-трещинных, порово-каверново-трещинных и пр.) первоначальный дебит зависит, главным образом, от изменения плотности трещин, тогда как накопленная добыча отражает определенные флуктуации порового пространства матрицы.
Для коллекторов порового типа частотные графики распределения первоначального дебита и накопленной добычи имеют обычно симметричную куполовидную форму. Однако для коллекторов, где природная трещиноватость доминирует в емкостной и фильтрационной составляющей (трещинные коллекторы) или в фильтрационной составляющей (сложные коллекторы второго типа), частотные графики распределения qнач и Qнак резко асимметричны. В результате на графиках частотного распределения мы видим много скважин с относительно низкими первоначальными дебитами и малое количество скважин с очень большими дебитами и накопленной добычей. Такая картина типична для коллекторов трещинного и установлена на многих месторождениях УВ в различных регионах [283]. Рисунки 4.19 и 4.20 демонстрируют характеристики частотных графиков для чисто трещинных коллекторов 1 типа (метаморфические граниты, гранитоиды и сланцы доюрского возраста) и сложных коллекторов 2 типа (относительно мелководные карбонатные породы нижнего и среднего мела) нефтяного месторождения Ла Пас (Венесуэла).
Другая интересная особенность трещинных резервуаров месторождения Ла Пас обнаружена при сопоставлении зависимостей между начальными дебитами и накопленной добычей скважин (рис. 4.21). В чисто трещинных коллекторах 1 типа (метаморфические породы фундамента), где все пустоты, обеспечивающие емкость и проницаемость, представлены трещинами, прослеживается зависимость продуктивности скважин и объемов извлекаемой нефти от интенсивности трещиноватости. В связи с этим в коллекторах 1 типа наблюдается тесная корреляционная зависимость между начальными дебитами и накопленной добычей скважин. График линейной зависимости между qнач и Qнак для метаморфических пород фундамента месторождения Ла Пас, представленный на рисунке 4.21 (а), имеет коэффициент детерминации (R2) 0,85. Во втором типе сложных коллекторов, где фильтрационные параметры пласта определяются преимущественно трещинами, а емкостная характеристика, главным образом, связана с порами матрицы, наблюдается более низкая корреляция между qнач и Qнак. Объем добываемой из скважины нефти при этом зависит как от интенсивности трещиноватости, так и от количества нефти, содержащейся и поступающей из порового пространства матрицы.
| |||||||||
| |||||||||
 | |||||||||
| |||||||||
| |||||||||
| |||||||||
 | |||||||||
|
|
Рис. 4.19. Частотные графики распределения начального суточного дебита скважин месторождения Ла Пас для карбонатных пород нижнего и верхнего мела (а) и метаморфических доюрских пород фундамента (б) (по Р.А. Нельсону)
|
Рис. 4.20. Частотные графики распределения суммарной накопленной добычи скважин месторождения Ла Пас для карбонатных пород нижнего и верхнего мела (а) и метаморфических доюрских пород фундамента (б) (по Р.А. Нельсону)
График линейной зависимости между qнач и Qнак для карбонатных коллекторов нижнего и верхнего мела месторождения Ла Пас, изображенный на рисунке 4.21 (б), имеет коэффициент детерминации 0,45. Кроме того, как и во многих других трещинных резервуарах, длительное разбуривание залежей месторождения Ла Пас и ввод новых скважин в разработку на поздних стадиях не приводит к росту добычи нефти, а она стабилизируется на определенном уровне. Это объясняется тем, что скважинами, пробуренными на новых участках, не вовлекаются в разработку существенные дополнительные объемы нефти, так как они уже выработаны старыми скважинами в связи с высокой проницаемостью и большими площадями дренирования в трещинных коллекторах.
Аналогичные исследования статистических зависимостей между qнач и Qнак были выполнены автором для скважин Нижнечутинского и Ярегского нефтяных месторождений, а также для Западной залежи Возейского месторождения.
|
Рис. 4.21. Сопоставление графиков линейной зависимости между начальными дебитами и накопленной добычей нефти скважин месторождения Ла Пас для карбонатных пород нижнего и верхнего мела (а) и метаморфических доюрских пород фундамента (б) (по Р.А. Нельсону)
На рисунках 4.22, 4.23, 4.24 показаны частотные графики qнач и Qнак для Нижнечутинского, Ярегского месторождений, а также для Западной залежи Возейского нефтяного месторождения. Все графики имеют четко выраженную асимметрию, что говорит о дренировании скважинами сложных коллекторов порово-трещинного типа.
|
Рис. 4.22. Частотные графики распределения начальных дебитов (а) и накопленной добычи нефти (б) по скважинам Нижнечутинского месторождения
|
Рис. 4.23. Частотные графики распределения начальных дебитов (а) и накопленной добычи нефти (б) по скважинам Западной залежи Возейского нефтяного месторождения
|
Рис. 4.24. Частотный график распределения накопленной добычи нефти по скважинам одного из участков шахтной добычи Ярегского нефтяного месторождения
Коэффициенты детерминации на графиках линейной зависимости между qнач и Qнак (рис. 4.25) составляют 0,663 и 0,593 соответственно для скважин Нижнечутинского месторождения и Западной залежи Возейского месторождения. Это свидетельствует о том, что в коллекторах обоих месторождений роль трещин в фильтрационной составляющей значительна. Сопоставление коэффициентов детерминации показывает, что в более низкопроницаемой глинисто-алевролито-песчанистой продуктивной толще тиманского возраста (I пласт) на Нижнечутинском месторождении роль трещин в фильтрации нефти к забоям добывающих скважин более существенна, чем в нефтеносных песчаниках среднего девона Западной залежи Возейского месторождения.
Рис. 4.25. Графики линейной зависимости между начальными дебитами и накопленной добычей нефти по скважинам Нижнечутинского месторождения
Рис. 4.26. Графики линейной зависимости между начальными дебитами и накопленной добычей нефти по скважинам Западной залежи Возейского месторождения
Таким образом, статистическая оценка и изучение тесноты линейной зависимости между такими параметрами, как первоначальный дебит скважин и накопленная добыча нефти позволяют проводить дифференциацию дренируемых объектов по типу коллектора, а также проводить сравнительную оценку роли трещин в фильтрации флюидов.
|
|
|
