Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Комплексная методика выявления и оконтуривания высокопро- ницаемых трещинных зон в сложнопостроенных резервуарах

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ МЕТОДИКИ ВЫЯВЛЕНИЯ И ОКОНТУРИВАНИЯ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ТРЕЩИННЫХ ЗОН С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОИСКОВ, РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УВ

Комплексная методика выявления и оконтуривания высокопро- ницаемых трещинных зон в сложнопостроенных резервуарах

Рассмотренные в предыдущих главах особенности формирования трещинных зон, их линейные морфологические черты, а также аномальные физические свойства не только продуктивных пород, но и перекрывающих их пород-покрышек, позволили разработать методику выявления высокопроницаемых зон, а также наметить мероприятия, направленные на повышение эффективности поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа [123, 128, 131, 132, 133, 134, 136, 138, 139, 142, 144, 145, 147, 150, 168, 169, 172]. Комплексный системный подход, лежащий в основе предлагаемой методики, позволяет применять ее уже на начальных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. Например, на поисковом этапе методика включает установление локальных минимумов силы тяжести по данным гравиразведки на фоне положительной аномалии, обусловленной антиклинальной складкой по кровле продуктивных пород; прослеживание на сейсмических временных разрезах участков отсутствия отражений (зон потери корреляции); специальную обработку сейсмической информации для получения определенных кинематических и динамических параметров, которые в трещинных зонах будут характеризоваться аномальными значениями (повышенное поглощение энергии сейсмических волн, пониженные интервальная и эффективная скорости и пр.); использование данных электроразведки для установления зон аномальной проводимости, а также выделение дистанционными исследованиями трещинных зон, активизированных на неотектоническом этапе.

В процессе бурения скважин отмеченные данные дополняются исследованиями трещиноватости по керну и шлифам, результатами геофизических исследований скважин (специальная обработка данных стандартного электрокаротажа в интервалах покрышки залежи по программе "GSC", акустический каротаж и пр.). При этом также учитываются параметры механического каротажа и сведения о поглощениях промывочной жидкости в процессе бурения.

После обобщения и анализа всех материалов полученную информацию наносят на карты и оконтуривают границы субвертикальных трещинных и трещинно-карстовых зон. Описанная методика впервые была опробована на С21 залежи нефти Усинского месторождения. Выделенные трещинно-карстовые зоны с использованием предложенного комплекса методов (рис. 1.9) в полной мере подтверждаются данными разработки залежи (гл.3, п.3.4), результатами гидропрослушивания (гл.4, п.4.3.3) и характером обводнением скважин (рис. 3.25).

В дальнейшем разработанная методика использовалась при изучении сложнопостроенных резервуаров на многих месторождениях ТПП, таких как Харьягинское, Верхневозейское, Мюсюршорское, Западно-Тэбукское, Восточно-Сотчемью-Талыйюское, Рассохинское, Курьинское и др. Реализация методики в пределах отмеченных площадей позволила наметить новые объекты, перспективные на нефть и газ, связанные с коллекторами сложного типа и неструктурными ловушками, в отложениях доманика и верхней перми, а также обосновать более совершенные системы разработки и размещения эксплуа­тационных скважин для разведанных, подготовленных к промышленной эксплуатации и разрабатываемых залежей нефти.

Таким образом, установленные закономерности формирования высокопроницаемых трещинных зон и разработанная методика их опережающего прогноза позволяют на принципиально новой основе решать ряд важнейших проблем, связанных с поисками, разведкой и разработкой нефтегазовых залежей в сложнопостроенных резервуарах.

 

5.1.1. Особенности реализации разработанной методики при изучении

сложнопостроенных карбонатных резервуаров

В качестве примера реализации комплексной методики выделения трещинно-карстовых зон при подготовке сложнопостроенного объекта к разработке рассмотрена верхнедевонская залежь нефти Харьягинского месторождения, связанная с органогенными закарстованными известняками фаменского яруса. Для наглядности последовательность выполнения основных технологических операций методики, а также качественные и количественные критерии идентификации высокопроницаемых зон проиллюстрированы рисунками.

На рис. 5.1 показано отражение зон разуплотнения в карбонатной толще верхнего девона в виде локальных минимумов силы тяжести на графике Δg, построенном по данным детальной гравиразведки масштаба 1:25000 (В.С. Шагойко и др., 1981г.). На приведенном графике крупная положительная аномалия силы тяжести обусловлена антиклинальной складкой по отражающему горизонту IIIа. Локальный минимум, приуроченный к своду структуры в районе пикетов 225-250, связан с дефицитом плотности карбонатных пород верхнего девона вследствие их повышенной трещиноватости, закарстованности и кавернозности. Аналогичные локальные минимумы Δg, связанные с разуплотнением верхнедевонских карбонатных отложений установлены и на двух других гравиметрических профилях проходящих через Харьягинскую площадь.

На разрезе нормированных производных кажущегося сопротивления rk, построенном по данным ВЭЗ на Харьягинском месторождении, выделяются положительные и отрицательные аномалии. Высокопроницаемые зоны в толще верхнедевонских карбонатных пород на данном разрезе фиксируются в виде отрицательных аномалий нормированных производных rk (участков повышенной электропроводности) в районе пикетов 128-140; 165-178; 210-220 (рис. 5.2).

Дешифрирование высотных аэрофотоснимков в пределах Харьягинской площади (В.В. Ельников, Г.Н. Преображенская, 1988г.) позволило выделить участки повышенной плотности линеаментов, которые связываются с активизированными на неотектоническом этапе зонами трещиноватости осадочного чехла, отраженными в современном рельефе (рис. 5.3).

 

Рис. 5.1. Отражение зон разуплотнения в карбонатной толще верхнего девона Харьягинского месторождения на графиках Δg:

1 – график Δg в редукции Буге; 2 – отражающий горизонт IIIa, связываемый с кровлей продуктивной толщи D3 - III; 3 – зоны разуплотнения

 

 

Рис. 5.2. Разрез нормированных производных кажущегося сопротивления по данным ВЭЗ на Харьягинском месторождении:

1 – положительные аномалии нормированных производных ρк; 2 – отрицательные аномалии нормированных производных ρк; 3 – зоны повышенной трещиноватости

 

Рис. 5.3. Схема линеаментов в пределах Харьягинской площади, составленная в результате дешифрирования аэрофотоснимков (по данным В. В. Ельникова и Г.Н. Преображенской):

1 – поисковые и разведочные скважины; 2 – линеаменты; 3 – участки повышенной плотности линеаментов, связываемые с зонами трещиноватости осадочного чехла. Остальные условные обозначения смотри к рис. 5.6

 

 

При изучении временных сейсмических разрезов в пределах Харьягинской структуры в интервале верхнедевонских отложений установлены участки отсутствия отражений (рис. 5.4, пк 38-80), связываемые с трещинно-карстовыми зонами. На двухмерной модели поглощения энергии сейсмических волн зона разуплотнения в карбонатном разрезе верхнего девона выделяется в виде аномалии повышенного поглощения (рис. 5.5, пк 33-75).

Обработка данных электрокаротажа по специально разработанной программе “ GSC” в поисковых и разведочных скважинах в интервале выделенной и прокоррелированной по площади фаменской глинисто-карбонатной пачки (репер “Г”), перекрывающей верхнедевонскую залежь, позволила построить карты и графики интегральных электрических параметров покрышки (rt, rl, rm, Т, S, и λ) и протрассировать высокопроницаемые зоны в виде аномалий электрического сопротивления в соответствии с запатентованным способом выявления дизъюнктивных дислокаций.

Продуктивная толща D3-III
Трещинно-карстовые зоны
Разломы
Породы фундамента

Рис. 5.4. Временной сейсмический разрез по профилю 803-04 Харьягинского нефтяного месторождения. Установленная примечательная особенность заключается в том, что трещинно-карстовые зоны ассоциируют с разломами

 

Рис. 5.5. Двухмерная модель поглощения сейсмических волн по профилю 803-04 на Харьягинской площади. Составил А.В. Петухов:

1 – аномалии высокого поглощения сейсмических волн; 2 – аномалии низкого поглощения сейсмических волн; 3 – зона разуплотнения в карбонатных отложениях верхнего девона; 4 – отражающие горизонты и их индексация; 5 – поисковые и разведочные скважины

На рис. 5.6 приведена карта среднего поперечного сопротивления rt глинисто-карбонатной толщи (репер ”Г”), на которой отчетливо выделяются линейные аномалии пониженного сопротивления, отражающие в плане зоны разуплотнения, которые простираются в северо-восточном, субширотном и субмеридианальном направлениях. Низкое электрическое сопротивление глинисто-карбонатной толщи в пределах зон трещиноватости объясняется интенсивной пиритизацией пород. Образование кристаллов пирита является следствием вертикальной миграции из верхнедевонской залежи сероводородсодержащих УВ. При исследовании керна наличие вторичного пирита в верхнедевонских отложениях Харьягинской площади было установлено как в продуктивных известняках, так и в перекрывающих их глинисто-карбонатных породах репера “Г”.

 

Рис. 5.6. Карта среднего поперечного электрического сопротивления верхнедевонской глинисто-карбонатной толщи (репер "Г") Харьягинского нефтяного месторождения:

1 – скважины: в числителе – номер скважины, в знаменателе – значение среднего поперечного сопротивления вом· м; 2 – линии равных сопротивлений; 3 – внешний и внутренний контур нефтеносности; 4 – линия литологического замещения коллекторов продуктивной толщи D3-III; 5 – зона отсутствия отражений сейсмических волн, связываемая с разрывным нарушением

 

В нефти верхнедевонской залежи Харьягинского месторождения сероводород содержится в количестве 2,3% объемных. При вертикальной миграции флюидов Н2S легко вступает в реакцию с окислами железа по схеме [211]:

2S +Fе (ОН)3 ® 2FeS + S+ 6H2O;

FeS +S = Fe S2 (пирит).

В связи с тем, что пирит является хорошим проводником электричества, интенсивно пиритизированным зонам трещиноватости, служащим основными путями восходящей миграции УВ и H2S, свойственны аномалии пониженного электрического сопротивления глинисто-карбонатных пород.

В результате обработки данных акустического каротажа и исследования плотностной характеристики образцов керна были построены карты площадного распределения пластовых скоростей и плотности карбонатных пород в карбонатной толще D3-III Харьягинского месторождения [41]. Проведенный анализ полученных данных позволил установить, что наиболее значительные аномалии скорости (5230 м/с) и плотности (2,59 г/см3) в продуктивном разрезе D3-III расположены в районе скв. № 48 на пересечении трещинных зон субширотного и субмеридианальных простираний (рис. 5.7). Приуроченность аномалий именно к этому участку резервуара объясняется максимальной трещиноватостью и разуплотнением здесь карбонатных пород вследствие вторичных процессов выщелачивания и образования карста.

Рис. 5.7. Карта плотностей карбонатных пород промысловой тол­щи D3 - III Харьягинского нефтяного месторождения (по данным Л.А. Гобанова, В.Б. Евдокимова):

1 – поисковые и разведочные скважины: в числителе – номер сква­жины, в знаменателе – средняя плотность пород по керну, г/см3; 2 – изолинии равной плотности, г/см3. Остальные условные обозначения смотри к рис. 5.6

 

Данные результатов комплексной интерпретации акустического и нейтронного гамма каротажа, проведенной при подсчете запасов нефти в карбонатной толще D3-III, позволили определить процент трещинных коллекторов от суммарной эффективной толщины продуктивных пластов в разрезе большинства скважин (рис. 5.8). На рисунке видно, что доля трещинно-каверново-поровых коллекторов в продуктивной толще D3-III Харьягинской площади в скважинах, расположенных в зонах разуплотнения, достигает 79%.

Рис. 5.8. Сведения о полноте выноса керна, поглощениях промывоч­ной жидкости и провалах бурового инструмента в продуктивной толще D3-III Харьягинского нефтяного месторождения. Составил А.В. Петухов:

1 – скважины: в числителе – номер скважины, в знаменателе – процент выноса керна в продуктивной толще D3-III; скважины: 2 – с полным поглощением промывочной жидкости, 3 – с частичным поглощением промывочной жидкости, 4 – с провалами инструмента в продуктивной толще D3-III в процессе бурения. Остальные условные обозначения смотри рис. 5.6

 

При выделении высокопроницаемых зон в пределах Харьягинского месторождения были проанализированы данные о продуктивности скважин, а также сведения о поглощениях промывочной жидкости и провалах бурового инструмента при вскрытии скважинами продуктивной толщи D3-III. Все скважины, в которых были зафиксированы провалы инструмента, полные и частичные поглощения промывочной жидкости расположены в пределах выделенных трещинных зон (рис. 5.8).

Таким образом, руководствуясь принципами системного подхода и используя рациональный комплекс геолого-геофизических и других методов, предусмотренный разработанной методикой, в пределах продуктивной толщи D3-III Харьягинского месторождения впервые были выявлены трещинно-карстовые зоны субширотной, субмеридианальной и северо-восточной ориентировки, которые в полной мере необходимо учитывать при разработке залежи.

Использование разработанной комплексной методики для прогноза высокопроницаемых трещинно-карстовых зон на других месторождениях УВ, расположенных в разных районах ТПП, в карбонатных комплексах разного литофациального состава и возраста, залегающих на глубинах от 1 до 3,5 км, позволило выявить структурно-пространственную зональность трещинных коллекторов, идентифицировать высокопроницаемые зоны в пределах исследуемых объектов и подтвердить правильность основных теоретических представлений и принципов, заложенных в основу методики. Учитывая большую практическую значимость прогноза высокопроницаемых зон в карбонатных отложениях, представляется весьма целесообразным широкое внедрение рассматриваемой методики в поисково-разведочные работы на нефть и газ не только в ТПП, но и в других регионах, в которых основные запасы УВ связаны со сложнопостроенными карбонатными резервуарами.

На различных этапах и стадиях ГРР на нефть и газ обычно используют разные геолого-геофизические и другие методы, что предопределяет соответствующую стадийность при реализации разработанной методики. На начальной стадии поисково-разведочных работ, когда геолого-геофизическая информация ограничена, применение комплекса методов является основой достоверного прогноза высокопроницаемых зон и повышения эффективности поиска новых залежей в карбонатных резервуарах. При завершении поисково-разведочных работ и получении дополнительной геологической информации использование комплексной методики выявления трещинно-карстовых зон позволяет учитывать полученную информацию при проектировании систем разработки нефтяных и газовых залежей. Кроме того, на стадии разработки залежей, при высокой плотности сетки эксплуатационных скважин, применение методики позволяет не только установить точное местоположение высокопроницаемых зон, но и выявить важные морфологические детали их пространственной зональности, что необходимо для обоснования мероприятий по эффективному регулированию процесса добычи УВ из карбонатных коллекторов и методов повышения нефтеотдачи.

 

5.1.2. Особенности применения разработанной методики при изучении

терригенных коллекторов трещинного типа

На Курьинском месторождении, расположенном в Верхнепечорской впадине ТПП, выявлены две залежи газа. Первая, содержащая основные запасы газа, приурочена к терригенным отложениям верхнеартинского подъяруса. Вторая, небольшая по размерам залежь, связана с песчаниками иреньского горизонта кунгурского яруса (рис. 5.9).

Залежь газа в терригенных верхнеартинских отложениях нижней перми вскрыта скважинами №№ 2, 4, 5, 14, 15, 16, 19, 599, пробуренными на центральном участке площади, и скв. № 1 на его северном продолжении в интервале глубин от 820 м в скв. № 4 - Курья до 1760 м в скважине № 14 - Курья.

 

Рис. 5.9. Структурная карта, геологический профиль и сводный геологический разрез нижнепермских отложений Курьинского газового месторождения (по данным «Печорнипинефть»)

Свободные дебиты газа изменяются от 1,2 тыс.м3/сут (скв. №№ 14 и 16) до 165,7 тыс.м3/сут (скв. № 2).

В скважинах №№ 5, 6, 7-Курьинские, заложенных на далекой северной периклинали структуры, и в скв. № 53-Россоха-Боровская притоков газа не получено.

При опробовании скв. № 8-Курья, пробуренной на западном опущенном блоке, был получен незначительный приток газа.

Притоки газа из верхней части верхнеартинской терригенной толщи получены в восьми скважинах, расположенных в присводовой части Курьинской структуры. На периклиналях и крыльях структуры при опробовании скважин либо получены очень слабые притоки газа (до 2 тыс.м3/сут в скв. №№ 5, 8, 14), либо вообще не получено притоков (скв. №№ 6, 7, 11, 52, 53). Такое резкое различие в продуктивности скважин, а также неравномерность распределения газонасыщенности пород свидетельствует о более интенсивной трещиноватости пород в присводовой части и вдоль западного крыла структуры вблизи тектонического нарушения, зафиксированного скв. № 10 - Курья. Анализ кернового материала показал, что существенного изменения в литологии верхнеартинских отложений по площади Курьинского месторождения не происходит. Однако, несмотря на выдержанность литологического состава, наблюдается значительная изменчивость продуктивности скважин. Установлено, что самые высокодебитные скважины расположены в непосредственной близости от тектонического нарушения.

Роль трещиноватости в фильтрационно-емкостных параметрах продуктивных пород Курьинского месторождения более чем значительна. Именно трещиноватость пород способствует движению газа из низкопористых и слабопроницаемых газонасыщенных песчаников, алевролитов и аргиллитов к забоям скважин, обеспечивая дебиты газа от 3 до 37 тыс.м3 /сут. Значительные (до 11 МПа) депрессии на пласт, необходимые для получения притока газа, свидетельствуют о низких фильтрационных свойствах матрицы газонасыщенных пород. Только в скв. № 2, расположенной у тектонического нарушения, дебит газа составил 110 тыс.м3/сут на диафрагме 7,75 мм при относительно низкой депрессии на пласт в 3,5 МПа.

Эффективная мощность продуктивных песчаников по данным ГИС составляет всего 5-10 м, пористость не превышает 10%. Залежь массивная, тектонически экранированная с порово-трещинным типом коллектора. Покрышкой для нее служит пласт ангидритов в подошве кунгурского яруса мощностью 20-30 м.

Полученные в процессе разведки данные свидетельствуют о крайне сложном строении Курьинского газового месторождения, промышленная значимость которого до сих пор остается под вопросом.

Для Курьинского месторождения, как и для других аналогичных месторождений России и дальнего зарубежья, связанных с трещинными песчано-глинистыми коллекторами, выявляются некоторые общие закономерности, обусловленные особенностями формирования залежей УВ в плохо проницаемых породах.

Во-первых, это аномально высокое пластовое давление (Рпл превышает Ргидр на 10% и более), которое можно рассматривать как следствие вторжения УВ в песчано-глинистые породы, характеризующиеся низкими коллекторскими свойствами. На Курьинском месторождении среднее пластовое давление, приведенное к плоскости с абсолютной отметкой минус 960 м, составляет 13,7 МПа.

Во-вторых, величина дебитов скважин на таких объектах, как правило, не зависит от гипсометрического положения скважины относительно свода и эффективной мощности продуктивных отложений, а предопределяется успешностью попадания скважины в зону трещиноватости и качеством вскрытия коллекторов в процессе бурения. Нередко рядом расположенные скважины, вскрывшие аналогичные по литологическому составу пласты, но попавшие в разные по интенсивности развития трещин зоны, отличаются по величине дебитов в десятки и сотни раз.

В-третьих, продуктивность пород на таких залежах не контролируется структурным фактором. Это вызывает сложности при выборе точек заложения поисковых и разведочных скважин, обосновании ГВК и ВНК, а также при оконтуривании объектов и определении площадей нефтегазоносности. Иногда, даже после многолетней разведки, действительные границы залежи остаются неизученными. Это происходит тогда, когда контур газоносности уходит далеко за площадь структуры вдоль трещинной зоны и продолжается в гипсометрически нижележащей части резервуара. В качестве примера таких нефтегазовых залежей, не контролируемых структурным фактором, выше уже рассматривались залежи трещиноватых доломитизированных известняков ордовикского возраста месторождений Альбион-Сипио в Мичиганском бассейне (рис. 3.19).

Традиционная система размещения поисковых и разведочных скважин в пределах объектов, подобных Курьинскому газовому месторождению, основанная лишь на структурных построениях без учета пространственной зональности трещинных коллекторов, приводит к тому, что много скважин оказываются непродуктивными, несмотря на то, что, казалось бы, все они расположены в оптимальных структурных условиях. Это показывает практика разведочного бурения не только на Курьинской площади, но и на соседних Рассохинском и Пачгинском месторождениях газа. Несмотря на то, что все эти скопления УВ связаны с брахиантиклинальными складками, залежи имеют сложные морфологические очертания, и контуры их газоносности до настоящего времени остаются неясными. Продуктивные участки образуются, в основном, вдоль зон трещиноватости и тектонических нарушений. При этом размещение разведочных скважин в оптимальных гипсометрических условиях абсолютно не гарантирует получение притока УВ.

В-четвертых, опыт разработки месторождений УВ, подобных Курьинскому, Рассохинскому и Пачгинскому, связанных с трещинными коллекторами, показывает, что такие объекты являются наиболее подходящими для бурения горизонтальных добывающих скважин. Использование горизонтальных скважин для интенсификации добычи УВ из низкопроницаемых коллекторов с развитой системой вертикальных трещин позволяет повысить дебиты в десятки и сотни раз.

Исходя из сказанного выше, можно заключить, что успешность разведки, оценки промышленной значимости и последующей разработки Курьинского месторождения в значительной степени будет зависить от изучения закономерностей распространения высокопроницаемых трещинных зон в пределах площади. Только опережающий прогноз и возможность достоверной идентификации таких зон по геолого-геофизическим данным позволят производить целенаправленное бурение горизонтальных добывающих скважин на участках повышенной трещиноватости.

Средняя пористость пород верхнеартинской залежи Курьинского месторождения, определенная по 1063 образцам керна, составила всего 6,8%.

Проницаемость была замерена в 313 образцах из VII и VI пачек (скв. №№ 1, 3, 5, 6, 9, 12, 14, 15, 16, 19, 53). По керновым данным продуктивные верхнеартинские отложения характеризуются, в основном, как плотные, слабопроницаемые: коэффициент проницаемости образцов меняется от непроницаемых до 30 мД, при среднем значении 0,333 мД.

Отмечается неоднозначность проницаемости, замеренной на 15 образцах вкрест наслоению (^) и по наслоению (||). Из двух образцов керна: Кп = 12,6%; Кпр½½ = 30 мД, Кпр^ = 0,001мД (практически непроницаемый); Кп = 12,4%, Кпр½½= 0,036 мД, Кпр^ = 0,017мД (в 2 раза ниже).

Трещиноватость определена по 444 образцам керна из VII и VI пачек (скв. №№ 1, 3, 5, 6, 12, 14, 15, 16, 19, 53). Изучение трещиноватости производилось в шлифах по методике ВНИГРИ. Исследованиями установлено, что средняя по скважинам трещинная пористость равна 0,06%, изменясь от 0,03% до 0,1%. Среднее значение трещинной проницаемости составляет 2,7 мД, варьируя по скважинам от 0,9 до 4,2 мД. Объемная плотность открытых трещин в среднем равна 77 на 1 м, при колебании по скважинам от 27 до 165 на 1 м. Трещины разнонаправленные, разветвленные.

Анализ интенсивности развития трещин и их раскрытости в породах разного литологического состава показал, что наибольшей трещиноватостью характеризуются глины и аргиллиты (Кптр = 0,12%, Кпртр = 4,6 мД, объемная плотность 191 на 1 м), а наименьшей – песчаники (Кптр = 0,04%, Кпртр = 2,1мД, объемная плотность 36 на 1 м). Трещиноватость алевролитов средняя и составляет Кптр = 0,06%, Кпртр = 2,бмД, объемная плотность – 72 на 1 м. Средняя ширина раскрытия трещин в песчаниках несколько выше, чем в аргиллитах, и составляет: у песчаников – 0,0140 мм, алевролитов – 0,0120 мм и аргиллитов – 0,010мм.

Результаты лабораторных исследований керна показывают, что газонасыщенные отложения P1kg – P1ar Курьинского месторождения представляют собой резервуар, сложенный коллекторами порово-трещинного и трещинного типа. Широкое развитие вторичной пористости обусловлено разрушением и выщелачиванием известняков, полевых шпатов и разложением растительной органики. При этом предполагается, что основным вместилищем газа является поровая матрица коллекторов. Трещины, обладая ограниченной емкостью и небольшим раскрытием, по-видимому, выступают в качестве основных подводящих каналов, обеспечивающих взаимосвязь отдельных участков залежи и поступление газа из пластов к скважинам.

Таким образом, модель коллекторов Курьинского месторождения представляет собой типичную систему, состоящую из низкопроницаемых пористых блоков и сети трещин.

Анализ данных исследования керна показал, что фильтрационные свойства микротрещин близки к параметрам низко проницаемой матрицы. Это говорит о том, что оценить параметры крупных трещин, являющихся основными путями фильтрации флюидов, по керну и шлифам не удалось, что хорошо видно при сопоставлении полученных данных. Так, если проницаемость поровой матрицы по керновым данным достигает 30·10-15, то проницаемость трещин не превышает 4,2·10-15. При этом трещинная пористость продуктивных интервалов, определенная в шлифах по методу ВНИГРИ, составляет всего лишь 0,04-0,12%. Исходя из зависимости, выведеннойА.Ф. Боярчуком для коллекторов нефти и газа, следует, что породы с трещинной пористостью 0,05-0,1% не являются промышленными коллекторами. Однако при опробовании скважин Курьинского месторождения в отдельных интервалах были получены притоки газа свыше 100 тыс.м3/сут. Такое несоответствие керновых и промысловых данных свидетельствует о том, что фильтрационные параметры продуктивных пород, оцененные по результатам исследования керна, существенно занижены.

Для более достоверного определения фильтрационных параметров трещин, а также для оконтуривания и выявления направления трещинных зон необходимо использовать более широкий комплекс исследований, включающий промыслово-геофизические, гидродинамические и другие методы, которые позволяют получать более объективные сведения о продуктивном разрезе.

В результате использования разработанной автором комплексной методики выявления и оконтуривания высокопроницаемых трещинных зон в пределах Курьинского месторождения были зафиксированы зоны трещиноватости. На рисунке 5.10 показаны линейные зоны субвертикальной трещиноватости меридианального простирания (с юга на север), которым соответствует аномалия повышенного электрического сопротивления в кунгурской глинистой пачке, перекрывающей артинскую залежь газа (рис. 5.11). Ширина зон трещиноватости колеблется от 1 км до 2 км, протяженность – более 30 км. Морфологические особенности выделенных трещинных зон в пределах Курьинского месторождения должны в полной мере учитываться при доразведке и последующей разработке газовых залежей.

 
 

Рис. 5.10. Карта распространения высокопроницаемых трещинных зон в пределах Курьинского месторождения газа:

1 – изогипсы кровли артинского яруса; 2 – скважины, давшие притоки газа различной интенсивности; 3 – поисковые и структурно-поисковые скважины: 4 – контур газоносности артинской залежи; 5 – контур газоносности кунгурской залежи; 6 – тектонические нарушения; 7 – линии сейсмических профилей; 8 – зоны аномальной сейсмической записи; 9 – зоны тектонической трещиноватости

 
 

 

Рис. 5.11. Карта среднего поперечного электрического сопротивления (ρt) кунгурской глинистой пачки, перекрывающей артинскую залежь газа:

1 – скважины: в числителе – номер, в знаменателе – значение ρt в ом·м; 2 – изоомы, линии равного сопротивления; 3 – зоны трещиноватости

5.2. Пути повышения эффективности поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа с использованием разработанной методики

Детальное изучение сложнопостроенных резервуаров Тимано-Печорской провинции показало существенное влияние субвертикальных трещинных зон на процессы формирования нефтегазовых залежей. Такие зоны контролируют участки развития вторичных коллекторов трещинного, трещинно-порового, трещинно-каверново-порового и карстового типов. Опережающий прогноз таких зон на основе предложенного комплекса геолого-геофизических методов позволит существенно повысить эффективность поисково-разведочных работ, а также эксплуатации залежей в трещинных коллекторах. По результатам проведенных исследований были разработаны и предложены к практической реализации рациональные способы поисков, разведки и разработки сложнопостроенных залежей УВ. Использование этих способов при проведении ГРР и эксплуатации залежей позволит существенно сократить непроизводственные затраты и получить значительный экономический эффект.

5.2.1. Методика поисков и разведки сложнопостроенных нефтяных

и газовых залежей в трещинных коллекторах

В целях повышения результативности поисков и разведки залежей нефти и газа в сложнопостроенных трещинных резервуарах была разработана методика проведения ГРР, базирующаяся на принципах системного подхода и использовании эффективного комплекса геолого-геофизических и других методов. На начальном этапе в пределах перспективной структуры (площади), подготовленной к бурению, прогнозируют и оконтуривают зоны развития высокопроницаемых коллекторов по предложенной методике, детально описанной в разделе 5.1. Первую поисковую скважину закладывают в пределах выделенной зоны разуплотнения, в наиболее благоприятных структурных условиях в своде поднятия. Если при испытании трещинных коллекторов получены положительные результаты, последующие поисковые и разведочные скважины разме­щают вдоль прогнозируемой трещинной зоны так, чтобы, прослеживая предполагаемую залежь по простиранию вдоль выявленного тренда трещиноватости, можно было получить достоверную информацию об их ширине. Учитывая, что зоны трещиноватости имеют ограниченную ширину, разведку залежей от центра этих зон необходимо вести с последовательным удалением каждой разведочной скважины от центра зоны не более чем на 500 м. Например, в пределах С21 залежи нефти Усинского месторождения ширина выявленных трещинно-карстовых зон достигает 2 км, в пределах Рассохинского газового месторождения ширина зоны трещиноватости в каменноугольно-пермских отложениях, простирающейся вдоль тектонического нарушения, составляет 1,5 км, на Курьинском месторождении газа ширина трещинных зон в пермских терригенных породах колеблется от 1 до 2 км, на Мусюршорском нефтяном месторождении ширина прогнозируемой трещинно-карстовой зоны в верхнедевонских карбонатах составляет 2 км, в Мичиганском бассейне на месторождениях Альбион-Сипио ширина зоны нефтегазоносных трещинно-карстовых вторичных доломитов в карбонатных отложениях свит Трентон и Блэк Ривер ордовикского возраста достигает 1,6 км. Приведенные примеры позволяют сделать вывод, что ширина высокопроницаемых трещинных зон в нефтегазоносных резервуарах разного литофациального состава и возраста, залегающих на различных глубинах, как правило, составляет 1,5 – 2 км. Таким образом, расстояние удаления разведочной скважины от центра прогнозируемой трещинной зоны в 500 метров является наиболее оптимальным, с точки зрения оконтуривания залежей и получения промышленных притоков.

Предложенная методика может быть успешно реализована при поисках и разведке залежей нефти и газа в низкопроницаемых карбонатных и терригенных резервуарах ТПП. Ее применение значительно снижает вероятность пропуска залежей на поисковых площадях и позволяет при мини­мальных затратах получать достоверную информацию о нефтегазоносности разреза перспективных площадей одной-двумя скважинами. Кроме того, использование методики позволяет проводить разведку выявлен­ных залежей минимальным количеством разведочных скважин и оптимальным их размещением в пределах разведываемой площади.

Наибольшая эффективность предлагаемой методики ожидается в низкопроницаемых карбонатных породах доманиково-турнейского и ордовикско-нижнедевонского НГК и, прежде всего, в типичных доманикоидных фациях на глубинах до 3км и более. Результативность реализации методики целиком зависит от решения проблем, касающихся качественного вскрытия, испытания и освоения продуктивных интервалов, а также достоверного выделения и количественной оценки ФЕС трещинных коллекторов, при вскрытии которых, как показывает практика, обычно происходят интенсивные поглощения промывочной жидкости и кальматация пор и трещин. Предлагаемая рациональная методика проведения ГРР позволит значительно сократить количество непродуктивных скважин в сложнопостроенных трещинных резерву­арах и существенно повысить успешностъ поисково-разведочных работ.

 

5.2.2. Способ разведки мелких залежей нефти и газа, связанных с

неструктурными ловушками в пределах открытых месторождений

В процессе изучения месторождений нефти и газа ТПП было установлено, что с выделенными субвертикальными зонами разуплотнения очень часто ассоциируют залежи УВ, связанные с неструктурными ловушками. В первую очередь, это можно отнести к терригенным породам нижней и верхней перми, перекрывающим карбонатные отложения верхневизейско-нижнепермского НГК. В ТПП залежи нефти в пермских песчаниках установлены как в структурных, так и в неантиклинальных (палеорусловых) ловушках. Распространение палеорусловых песчаных тел в пределах разведанных площадей контролируется обычно палеоврезами и грабенообразными впадинами, образованными разрывными нарушениями в подстилающих отложениях.

В ТПП подобные залежи нефти, связанные с песчаниками палеоруслового генезиса, известны в пределах Пашнинского, Усинского, Харьягинского и других месторожд

Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...