Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Фильтрационно-емкостные характеристики низкопроницаемых карбонатных пород Астраханского и Карачаганакского газоконденсатных месторождений в связи с разработкой

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Фильтрационно-емкостные характеристики низкопроницаемых карбонатных пород Астраханского и Карачаганакского газоконденсатных месторождений в связи с разработкой"

Г., . '

и ¡С. к.....>

I Отдел 1

1£ШЕ1£НГ!;1|есоюзный научно-исследовательский институт

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ СВНИИГАЗ)

На правах рукописи УДК 622.279.23/.4.001.24:53.98

РЫ10В Алексей Евгеньевич

ФШЫРАЦИОННО-ШОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НИЗКОПРОНИЦШЫХ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД АСТРАХАНСКОГО И ШАЧАГАНАКСКОГО ГАЗО-КОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В СВЯЗИ С РАЗРАБОТКОЙ.

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученей степени кандидата геолвгв-икнералогичееких наук

Москва, 1991 г.

Работа выполнена во Всесоюзном научно-исследовательском институте природных газов (ВНИЙГАЗ).

Научный руководитель - кандидат геолого-минералогичесгсих наук

И.А.Копосов

Официальные оппоненты - доктор геолого-минералогических наук,

профессор К.И.Багринцева, кандидат геолого-минералогических наук Б.Н.Куликов

Ведущее предприятие - ПО "Астраханъгазпром"

Защита диссертации состоится гс« года

часов мнут на заседании специализированного совета Д 070.01.01 при Всесоюзном научно-исследовательском институте природных газов по адрэсу: I427I7, Московская область, Ленинский район, пос.Развилка, ВБИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа.

Автореферат разослан

'¿s

" —^ 1991 г.

Ученый секретарь специализированного совета, к.т.н.

— Е.Н.Ивакин.

Актуальность проблемы. Месторождения Астраханское и Карачаганак-ское - крупнейшие газоконденсатнне месторождения, приуроченные к глубокозалегающим'карбонатным массивам. Запасы углеводородов в них уникальны. Коллекторы, вмещающие эти запасы, обладают очень сложным строением. Это известняки различных генезиса,состава и структуры. Они в значительной мере преобразованы постсе-диментационными процессами - растворением, выщелачиванием, тре-щинообразованием, перекристаллизацией. Большая часть продуктивных толщ изучаемых месторождений представлена низкопроницаемыми разностями карбонатных пород. Извлечение газа из таких коллекторов представляет собой совокупность проблем - геологических, технологических, экономических. Поэтому оценка фильтрационно-емкостных характеристик низкопроницаемых пород в пластовых условиях является необходимой базой для оценки продуктивности плотных коллекторов, а также для оценки извлекаемых запасов газа. В связи с этим исследование влияния пластовых условий на коллек-торские параметры плотных пород Астраханского и Карачаганакского месторождений является особенно актуальным. Выполненные исследования соэтвегствуит программе МЕПК 04.01.03.02.НЧ "Геос".

Цель и задачи исследования. Цель исследования заключается в необходимости получения объективной характеристики основных кол-лекторских параметров низкопроницаемых карбонатных пород Астраханского и Карачаганакского месторождений в условиях их залегания. Причем эта характеристика должна с одной стороны повышать достоверность оценки извлекаемых запасов газа, содержащихся в низкопроницаемых породах, а с другой стороны - способствовать выяснению условий отработки этих запасов.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

- Экспериментальное изучение структуры порового пространства и фильграционно-емкостных свойств низкопроницаемых пород в условиях, моделирующих пластовые;

- Установление степени влияния каждого из основных факторов - горнов и пластовое давления, температура, флгадонасыщен-ность на ФЕС низкопроницаемых пород;

- Установление влияния Пластовых условий на основные кол-лекторские параметры;

- Определение критериев, контролирующих как сами фильгра-

ционно-еыкостше свойства, так и степень изменчивости этих свойств при изменении пластовых условий;

- Изучение характера насыщенности плотных карбонатных пород;

- Изучение особенностей течения газа в низкопроницаемых карбонатных породах в присутствии остаточной водонефтенасыщен-ност» и в условиях снижения пластового давления.

Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались дашше специальных комплексных лабораторных исследований керна и результата промыслово-геофизических исследований, скважин. Основные вывода получены методом совместной интерпретации этих данных. Экспериментальное изучение пород проводилось как стандартными способами, так и специальными, разработанными автором для плотных пород. Применялись также и расчетные метода.

Научная нотана. Проведена типизация пустотного пространства шзкопрошцаемых карбонатных пород. Выявлена связь мевду типами внутреннего строения шзкопроницаемых карбонатных пород и динамикой изменения их коллекторских свойств при снижении пластового давления.

Выявлен механизм изменения фильтрации газа в процессе снижения пластового давления в коллекторах с пониженными фильтрационными свойствами.

Разработана методика определения пластовой газопроницаемости низкопроницаемых карбонатных пород, предложена формула и построены палетки для её оценки.

Предложена оценочная шкала для плотных карбонатных пород по типам строения порового пространства и по величине пористости и проницаемости для условий, моделирующих пластовые.

Практическая значимость работы. Результаты исследований, методические разработки и обобщения автора использованы при составлении проектов разработки Астраханского и Карачаганакского месторождений, а также использованы при анализе текущих запасов Оренбургского месторождения. Полученные результаты позволили уточнить нижние пределы коллекторских параметров пород, определить фильтрационные характеристики плотных коллекторов в пластовых условиях.

Разработанные методики могут служить основой при подсчете запасов и оценке продуктивности и газоотдачи любых залежей с низко-

проницаемыми коллекторами.

Апробация работы. Основные.положения диссертационной работы докладывались автором:

- на научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов во ВНЖГазе в 1983 и в 1986 г.г. ;

- на 71 "всесоюзном совещании "Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов и фдюидоупоров" во Львове в 1988 г.;

- на семинаре кафедры, нефтегазовой и подземной гидромеханики в МИНГе им.Губкина в 1989т.;

- на заседании научно-технического совета Мингазпрома в Астрахани в 1990 г.;

- на семинаре геологической секции ученого совета ВНЖГаза в 1991 г.

Публикации. Основное содерзглние диссертации опубликовано в 7 научных статьях и 12 научных отчетах.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, семи глав и заключения, изложенных на 188 страницах, включая 49 рисунков и 23 таблицы. Список литературы содержит 94 наименования.

Научное руководство диссертационной работой осуществлял кандидат геолого-минералогических наук И.А.Копосов. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, а также товарищам по работе Н.В.Савченко, (Д.И.Колосковой и К.А.Абдурах-манову, оказывавшим постоянное научное и практическое содействие, а также дружескую поддержку при подготовке работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Объектом исследования в данной работе являются низкопроницаемые карбонатные порода различных литотипов Астраханского (АГКМ) и Карачаганакского (КГКМ) газоконденсатных месторождений. Для методических работ исследовались порода Оренбургского (ОГКМ). Доля разведанных запасов газа, приуроченных к таким породам, постоянно возрастает, что связано с первоочередной отработкой коллекторов с высокими фильтрационными и емкостными свойствами. Поэтому реальное представление о фильтрациояно-емкостных характеристиках плотных пород совершенно необходимо при оценке до-бнвных возможностей таких уникальных месторождений, как Астра-

ханское и Карачаганакское.

Вопросами оценки свойств карбонатных коллекторов в том ■числе в условиях залежи, занималось большое число исследователей таких, как Аристов В.А., Багов М.С., Багринцева К.И., Бас-ниев К.С., Викторин В.Д., Гиматудинов Ш.К., Добрынин В.М., Жел-тов Ю.П., Зотов Г.А., Ковалев B.C., Копосов И.А., Марморшгейн I.M., Морозович Я.Р., Павлова H.H., Лолишкина U.A., Рассохин Г.В., Умнов Е.С., Ханин A.A., Черных В.А. и многие другие.

Глава I. В этой главе дается обоснование необходимости подразделения продуктивных толщ месторождений на три группы: высокопродуктивные коллекторы, низкодроницаемые коллекторы, неколлекторы.

При определении границы мевду высокопродуктивными и низкопроницаемыми коллекторами учитывается целый ряд параметров -как геологических, так и экономических. Критерии определения этой границы в данной работе не изучаются. Принимается условно, что при абсолютной проницаемости ниже 10 миллидарси порода является низкопрошщаемым коллектором. Пористость таких пород не превышает 15-20/3. Данная работа в значительной мере посвящена изучению возможности выделения границы мезду низкопроницаемыми коллекторами и неколлекгорами, а также выяснении условий вовлечения плотных коллекторов в разработку.

Низкопроницаемые коллекторы Астраханского й Карачаганакс-кого газоконденсатных месторождений являются большой группой пород очень сложного внутреннего строения. Литолого-петрографи-ческие исследования показали, что представлены они различными по генезису карбонатными породами - хемогенными, биохемогенными, а также сильно перекристаллизованными, измененными органогенными породами с развитой микротрещиноватостью.

Общим для карбонатных пород обоих месторождений является их интенсивная преобразованноеть вторичными процессами литогенеза и отсутствие четких генетических признаков. Однако, есть и различие, которое заключается в том, что низкопоровые породы Карачаганакского месторождения по сравнению с Астраханским являются существенно более неоднородными по своему внутреннему строению. Дня них характерны поры выщелачивания и микрокавер-нозность. Плотные породы, занимающие промежуточное положение между высокопродуктивными коллекторами и неколлекторами, имеют

ряд характерных отличительных особенностей.

Низкопроницаемые породы - это, как правило, низкопорисгые разности, однако, внутреннее строение их существенно различно. Поровое пространство плотных пород крайне неоднородно и сложно по строению. Размеры пор, морфология, степень извилистости, форма их взаимосвязи определяется интенсивностью и последовательностью постседиментационных процессов. Практически все эти порода в той или иной степени затронуты растворением, выщелачиванием, доломитизацией, сульфатизацией. Для них характерны пустоты выщелачивания и перекристаллизации, а также развитие тре-щиноватости. То есть, практически все литологические типы низкопроницаемых карбонатных пород в зависимости от строения порово-го пространства могут характеризоваться как низкими, так и относительно высокими емкостными свойствами (пористость их может составлять от ничтожных долей до 15-18%).

Для выделения критериев отнесения той или иной, породы к низкопроницаемым коллекторам, а также для исследований коллек-торсклх свойств таких пород проведено лабораторное изучение коллекции карбонатного керна, главным образом с абсолютной проницаемостью ниже I -г 10 миллидарси.

В данной работе обобщены результаты комплексного экспериментального изучения керна в количестве около 400 образцов. Коллекция представлена карбонатными породами порового типа пустотного пространства, осложненного микрокавернозностью и микро-трещиноватостью.

Комплекс лабораторных методов изучения керна включал в

себя:

- определение пористости и проницаемости стандартными методами;

- изучение структуры порового пространства капиллярными методами (в основном методом ртутной порометрии), а также методом микроскопии (в шшфах);

- определение фильтрационных и емкостных параметров пород в условиях, моделирующих пластовые (горное давление до 80 МПа, пластовое давление до 20 МПа, остаточная водонасшценность);

- изучение характера флгадонасыщенности в породах с различным типом порового пространства.

Использовалось стандартное лабораторное оборудование -установка УИПК-Ш, поромер ПА-ЗИЛ, капиллярныетр, центрифз^га

ЦЛС-31 и различные нестандартные усовершенствования и комбинации приборов.

При проведении экспериментальных исследований был решен и ряд методических задач - показано, что изменение объема образца от 2,5 до 25 см3 практически не оказывает влияния на результаты определения фильтрационных и деформационных свойств; показано, что нарастание эффекта проскальзывания газа прекращается при достижении внутрипорового давления 5-6 МПа, поэтому при изучении фильтрации газа при более высоких внутрипоровых давлениях эффектом Клинкенберга можно пренебречь.

Глава 2 посвящена проведенному экспериментальному изучению влияния эффективных напряжений на фильтрационно-емкостные параметры низкопроницаемых пород, анализу и обобщению полученных, результатов. Глава иллюстрирована 9 рисунками и 7 таблицами.

При изучении с точки зрения разработки залежи пород, вмещающих газ, возникают две основные задачи: количественная оценка фильтрационных и емкостных свойств пород в условиях их залегания; и прогнозирование изменения этих свойств в процессе разработки месторождения. К наиболее значимым компонентам пластовых условий относятся: эффективное напряжение, температура и фшоидо-насшиенность. Обобщение результатов отечественных и зарубежных исследователей, а также и натай опыты, позволяют сделать вывод о том, что изменения температуры не оказывают существенного влияния на фильтрационно-емкостные свойства горных пород.

Эффективное же напряжение для изучаемых местороадений является особенно значимым фактором в связи с большой глубиной залегания продуктивных отложений на АГИЛ и КГКМ.

Как показали наши эксперименты, возрастание эффективного напряжения оказывает наибольшее влияние на свойства пород с пористостью меньше Ъ%. В этих разностях поровый объем при увеличении эффективных напряжений до величин, соответствующих пластовым условиям (50-70 МПа), уменьшается на 30-80$ в зависимости от пористости. Породы с. пористостью 3-8$ в процессе нагружения до эффективного напряжения 50-70 МПа теряют до 30-10% своего поро-вого объема. В разностях же карбонатных пород с пористостью больше относительное уменьшение норового объема сравнительно невелико - 10-856.

Обобщение проведенных опытов позволило получить зависи-

мость, отражающую относитолыюе уменьшение порового объема при переходе от атмосферных условий к условиям залегания для низкопроницаемых карбонатных пород АГКМ я КПШ.

= 73,4 •т"0'' [%] (I)

где: д\тг, - уменьшение порового объема, % от объема пор при атмосферных условиях, т - пористость, %.

Аналогичные эксперименты, проведенные на песчано-алеврито-вых образцах глубокозалегайщих месторождений показали, что тер-ригенные породы испытывают существенно большее влияние эффективного напряжения:

= с Я (2)

Так, в разностях с пористостью больше 10$ поровый объем под действием увеличения всестороннего обжима до 50 Ша уменьшается на 20-15$; в породах же с пористостью 5-10$ падение порового объема составляет 40-20$.

При сопоставлении динамики сжимаемости пород с типом строения пустотного пространства выявлено, что относительное уменьшение порового объема разностей пород, характеризующихся однородным ультратонкопоровым строением порового пространства (это породы с пористостью меньше 3%) происходит интенсивно и почти равномерно вплоть до достижения давления обжима 50-60 МПа. Норовое пространство таких пород целиком представлено порами диаметром менее 0,2 мкм.

Появление же в поровом объеме более крупных пор заметно отражается на динамике относительного уменьшения объемом пор таких разностей - после достижения 40-50 МПа огноситальное влияние роста эффективного напряжения на,поровый объем породы резко снижается. К таким породам относятся разности с пористостью 4-8$, пустотное пространство которых на 20-30$ состоит из ультратонких пор диаметром меньше 0,2 мкм, а максимум распределения приходится на поры диаметром 0,3-0,6 мкм.

И, наконец, рассмотрим относительно высокопористые разности (с пористостью 9-12$), характеризующиеся тонкопоровой структурой с характерным максимумом пор диаметром 2,0-6,0 мкм.,В таких породах ультратонкие поры составляют первые проценты от

объема пор, и относительное уменьшение порового объема резко ослабевает уже после достижения эффективного напряжения 10-20 МПа.

Деформации изученных нами пород в подавляющем большинстве обратимы. Время релаксации по нашим наблюдениям составляет от нескольких суток до нескольких месяцев - в зависимости от приложенного эффективного напряжения и свойств породы. Это говорит о том, что деформация естественной пористой среды носит вязко-упругий характер. Упругими элементами такой среды, скорее всего, являются не отдельные.зерна, кристаллы, а системы наиболее жестко сцементированных породообразующих минералов, представляющих несущий скелет породы. В то же время обломки, зерна, кристаллы,менее жестко сцементированные между собой, а так же и сам цемент добавляют вязкую составляющую в процесс деформации горной породы. При этом межзерновне дислокации, вызванные увеличением эффективного напряжения, оказывают наибольшее относительное влияние на тонкопоровую матрицу.

Чтобы подтвердить предположения о наибольшей относительной деформации ульгратонких пор рассмотрим изменения проницаемости при возрастании эффективного напряжения до 50-70 МПа у других групп сухих образцов. Первую группу составили образцы, пустотное пространство которых в основном составлено ультратонкими и тонкими порами (диаметров менее 0,3-0,6 мкм). Их абсолютная проницаемость не превышает порядка 0,1-Ю"км? Вторая группа состоит из образцов, в поровом объеме которых доминируют тонкие и средние поры (диаметром 0,6-5,0 мкм), абсолютная проницаемость этой группы образцов колеблется от 0,6-Ю'" до 1,5-10"ге м?

Как известно из сопоставления законов Пуазейля и Дарси, проницаемость сцементированной пористой среды пропорциональна четвертой, степени среднего радиуса поровых каналов; пористость же пропорциональна его квадрату. Следовательно, проницаемость существенно чувствительнее к изменению размеров пор. Оказалось, что разности карбонатных пород первой группы; поровый объем которых представлен в основном ультрагонкопоровыми каналами,при увеличении эффективного напряжения до 50-70 МПа уменьшают свою проницаемость в 5-10 раз. В го же время разности тонко-средне-порового строения (образцы из второй группы), уменьшают проницаемость, на 20-ЗСй.

Расчеты показали, что средний радиус поровых каналов в первом случае уменьшается на 40-50$, а во втором - на 4-7$. При этом расчетная пористость ультрагонкопоровых пород уменьшается на 60-80$, а в тонко-сраднепоровых - на 1-12%. Эти данные вполне соответствуют результатам экспериментов.

Таким образом, исследуя характер зависимостей относительного уменьшения порового объема и газопроницаемости от возрастающего внешнего давления для пород с различной структурой пор, можно сделать вывод о том, что именно строение порового пространства определяет величину и динамику изменения фильтрационно-емкостшх свойств, происходящих в керне при воздействии на него возрастающего эффективного напряжения.

С использованием полученных зависимостей сжимаемости порового объема от эффективного напряжения проведена дифференцированная оценка деформаций продуктивных толщ Астраханского и Кара-чаганакского месторождений при снижении пластового давления. Анализ полученных данных показывает, что больше половины суммарных деформаций происходит в породах с пористостью ниже 6-8$, то есть наибольшее уплотнение претерпевают наиболее тонкопоровые породы с высокой водонасыщенносгью. Причем с увеличением ультратонких пор в породе деформация их порового объема увеличивается.

Известно, что при оценке фильтрационной способности низкопроницаемых пород надо принимать во внимание тот факт, что проницаемость зависит от давления, при котором происходит течение газа в порах. Автором экспериментально изучено влияние изменения внутрипорового давления (от 0,1 до 15,0 МПа) на газопроницаемость шзкопроницаемых пород различных типов. В опытах моделировалось также и горное давление изучаемых месторождений - 50-70 МПа. При абсолютной проницаемости меньше 0,1-10"вм2 неучет эффекта Клинкенберга приводит к более чем двукратному завышению проницаемости. Показано, что увеличение эффекта проскальзывания газа с уменьшением проницаемости объясняется ростом относительного содержания ультрагонких пор.

Анализ проведенных экспериментальных исследований позволяет утверждать, что основным параметром, определяющим как сами филь-трационно-емкосгные и деформационные свойства плотных карбонатных пород, гак и степень их изменчивости при снижении пластового давления, является структура порового пространства.

С уменьшением пористости от 14-16 до 1-2% поровый объем пород становится все более тонкопоровым. Размеры преобладающих пор уменьшаются от 1-5 до 0,002-0,006 ыкм; доля ультрагонких пор возрастает от первых процентов до 90-100$. Вследствие этого влияние эффективного напряжения на фильтрационно-емкостные свойства пород возрастает - в зависимости от величины ФЕС поровый объем падает на 10-80$, проницаемость - от до 10-20 раз.

Глава 3 посвящена изучению газопроницаемостей низкопроницаемых пород в условиях различных эффективных напряжений и при различных уровнях остаточной флюидонасшценности. В главе графически представлены палетки и приведена таблица значений параметров уравнения.

Газопроницаемость плотных пород в условиях, моделирующих пластовые, резко ( до 2-3 порядков) отличается от проницаемости, измеренной при стандартных лабораторных условиях (от абсолютной проницаемости). Это различие объясняется в основном влиянием двух факторов - воздействием эффективного напряжения и наличием остаточных флюидов. Вместе с тем, в практике подсчета запасов газа и проектирования разработки месторождении, фильтрационные и емкостные свойства низкопроницаемых пород оцениваются так же, как и высокопроницаамых - то есть без учета влияния на коллек-торские свойства эффективного напряжения и флюидонасшценности.

Влияние воздействия аффективного напряжения на пустотное пространство пород рассмотрено в предыдущей главе. Для экспериментального исследования второго фактора - пластовой флюидонасы-щенности - проведены опыты по определению газопроницаемости при различном содержании вода в образцах пород. В этих опытах вода используется для количественного моделирования водонефтенасыщен-ности. Измерения проводились как в стандартных условиях опыта (при давлении обжима 2 МПа), так и при высоких эффективных напря жениях 50-70 МПа.

IIa основании обобщения результатов многочисленных экспериментов предлагается метод определения пластовой газопроницаемости, который основан на том, что все рассмотренные выше связи описываются одам уравнением с двумя параметрами, отражающими различное суммарное влияние названных факторов:

к™ = а (Кабс)в , (3)

где: а - меняется от 0,03 до 0,65,

в - от 1,2 до 5,36 в зависимости от уровня флшдонасьщенности. Такое представление результатов экспериментальных исследований позволило сложную зависимость между пластовой и абсолютной лро-ницаемостями аппроксимировать для определенных диапазонов изменения переменной (абсолютной проницаемости) линейными (в било-г'арифмических координатах) зависимостями.

Для пород Астраханского и Карачаганакского месторождений

Н5 р

с проницаемостью ниже 10*10 м построены палетки, которые по значениям абсолютной проницаемости и флвдцонасыщенности позволяет переходить от массовых стандартных определений проницаемости к газопроницаемости в пластовых условиях, то есть получить реальное представление о фильтрационных характеристиках низкопроницаемых пластов. Палетки учитывают влияние на пластовую газопроницаемость особенностей строения порового пространства, эффективного напряжения и содержания остаточных флюидов.

Областью применения этого метода может служить расчет про-ницаемостей на начальной стадии разработки, а также прогноз изменения фильтрационных характеристик в процессе разработки -при снижении пластового давления и выпадении конденсата.

Глава 4 описывает предлагаемую методику оценки продуктивности скважин по данным исследований керна и ГИС. Одной из причин отличия фактических показателей разработки от расчетных является то, что результата исследования скважины интерпретируются, как фильтрационно-емкосгные свойства некоторого "эквивалентного" изотропного разреза, поскольку эти результаты являются интегральной характеристикой всего испытываемого разреза. В то же время детальные поинтервальные термогазогидродинамические исследования показывают существенные различия в продуктивности участков разреза.

Наш исследования позволяют делать оценку и прогноз продуктивности разреза дифференцировано по пластам равных пористости и проницаемости и судить о том вкладе, который дает тот или иной пласт в общий дебит скважины. Такой подход правомерен для пород с поровой микрогрещановатой матрицей. Методика оценки основана на совместной интерпретации результатов экспериментального изучения керна и данных геофизических исследований скважин (ГИС).

В тех случаях, когда существует хорошая корреляция между пористостью и абсолютной проницаемостью, можно по корреляционным зависимостям переходить от пористости, определенной методами ГИС, к абсолютной проницаемости, а затем - к пластовой газопроницаемости, го есть получать непрерывную, дифференцированную по пластам, характеристику фильтрационных возможностей"разреза.

Таким образом, детально представляя фильтрационные свойства реального разреза с одной стороны, и задаваясь конкретными технологическими условиями (величиной депрессии и степенью вскрытия разреза) с другой стороны, можно дать оценку продуктивности реальной скважины. В работе расчеты удельных притоков проведены по формуле плоско-радиального течения газа к скважине.

Достоверность используемых в расчетах фильтрационных характеристик подтверждается хорошей сопоставимостью расчетных притоков с фактическими, полученными при промысловых исследованиях скважин Астраханского месторождения.

Автором в качестве примера в диссертационной работе приведен разрез скважины 8-Э АГКМ, где показан характер изменения пористости, проницаемости абсолютной и пластовой.. Этот график показывает, что породы с пористостью менее 8-9$ не вносят существенного вклада в дебит данной скважины. Высокопористае же порода небольшой толщины (1,5-2,0 м) обеспечивают около половины суммарного притока скважины.

Глава 5 посвящена вопросу газонасыщенности низкопроницаемых пород и анализу достоверности ёе определения. В главу включены 3 таблицы и 8 рисунков. Точность подсчета запасов газа в плотных коллекторах, оценка фильтрационных характеристик этих пород, а также, как было показано выше, правильный прогноз их изменения в процессе разработки залежи, существенно зависит от достоверности определения коэффициентов газо-нефтеводонасыщенности. В практике подсчета запасов для оценки этих параметров на месторождениях Астраханском и Карачаганакском использовались как базовые прямые (экстракционно-дастшшздионные) метода. Определение содержания остаточной воды проводилось по керну, отобранному при бурении скважин на безводной промывочной жидкости.

С переходом на большие глубины в нашей и зарубежной практике ■выявились значительные расхождения остаточной водонефтенасыщен-ности, определяемой по прямым и капиллярным методам.

В работа приведены данные экспериментов автора по изучению ряда условий, влияющих на результаты оценки выдонасыщенности прямыми методами. Так, осреднение экспериментальных данных о потерях воды при разгазировании керна позволяет говорить о том, что при уменьшении пористости ниже 10$ потери резко возрастают. Опыты, проведенные на образцах пород с пористостью от 2 до 13$ показали, что величина потерь остаточной воды в процессе разга-зирования существенно зависит от исходной водонасыщенности керна и от типа строения порового пространства - в тонкопоровых породах с пористостью 3-4$ увеличение исходной водонасыщенности с 60$ до 70$ ведет к росту потерь воды с 10$ до 20$ порового объема.

В результате проведенных экспериментов и анализа выводов, сделанных различными авторами, становится очевидным, что введение поправок в прямой метод носит субъективный характер. Поэтому используется методика оценки пластового содержания остаточной водонефтенасыщенности по комплексу методов с привлечением капиллярных методов (ртутной поромегрии). Методика разработана М.И.Колосковой и Н.В.Савченко во ВНШГазе. На наш взгляд, совместное использование для оценки газонасыщенности результатов прямых определений, косвенных методов и данных ГИС дает более объективную характеристику породы, чем любой из методов, взятый в отдельности.

По данной методике нами установлено, что в разрезе Астраханского месторождения количество остаточных жидких флюидов контролируется содержанием в породе поровых каналов тоньше 0,6 мкм; на Карачаганакском - тоньше 0,5 мкм; на Оренбургском - тоньше 0,8 мкм.

Таким образом, оценивая газонасыщенность низкопроницаемых карбонатных пород, приходим к выводу о том, что основным критерием величины остаточной водонефте насыщенности служит характер распределения пор по размерам - капиллярная характеристика породы. Увеличение в поровом объеме доли тонких и ультратонких пор неизменно ведет к увеличению водонасыщенности пласта.

Глава 6 посвящена вопросам детального экспериментального изучения особенностей течения газа через плотные карбонатные породы в присутствии остаточной водонефгенасыщенности. В главу включены 5 таблиц и рисунок.

Порода с низкими фильтрационно-емкосгными свойствами в пластовых условиях характеризуются высокой водонефтенасыщенностыо, что обусловливает существование большой группы пород, в которых для начала движения газа требуется превысить некоторый начальный градиент давления (НГД).

С целью прогнозирования поведения плотных частично газонасыщенных карбонатных пород в процессе разработки месторождения при снижении пластового давления проведены исследования по фильтрации газа в низкопрошщаемых породах АГКМ и КГКМ в изменяющихся барических условиях. Увеличение эффективного напряжения моделировали несколькими путями: изменяя давление 'Всестороннего обжима от 2 до 70 МПа при неизменном внутрипоровом давлении; сникая впутрипоровое давление от 15 до 0,1 <МПа при постоянной нагрузке, а также изменяя одновременно нагрузку и-внутрипоровое давление.

Эксперименты показали, что с увеличением нагрузки на образец возрастает величина градиента давления, необходимого для начала фильтрации. Увеличение нагрузки на образцы, в которых первоначальная фильтрация газа протекала без НГД, сопровождалось прекращением течения газа. При постепенном увеличении перепада, с небольшим шагом, сначала отмечается появление пульсирующей неустойчивой фильтрации газа. Дальнейшее увеличение перепада давления приводит к восстановлению устойчивости потока.

Причина наблюдаемых эффектов заключается в том, что при возрастании внешней нагрузки происходит деформация породы, смещение остаточной вода и нарушение непрерывного распределения газовой фазы в поровом пространстве. Опытным путем установлено, что снижение эффективного напряжения при повышении пластового давления приводит к уменьшению величины НГД. Это происходит за счет разутоютнения породы, расширения поровых каналов, относительного уменьшения водонасыщешости и ее перераспределения.

Эксперименты по моделированию снижения пластового давления в низкопроницаемых коллекторах, содержащих остаточную воду, показали следующее, в начальный период, на первых ступенях снижения внутрипорового давления от 15,0 МПа, фильтрация газа протекает без эффекта НГД, так как газонасыщенность превышает равновесную величину. Однако, последующее снижение внутрипорового давления на 5-7 МПа приводит к прекращению фильтрации газа.

Причина, с нашей точки зрения, заключается в совместном действии нескольких факторов. Смещение части остаточной, воды из тонких пор в более крупные нарастает в процессе выделения растворенного газа при снижении внутрипорового давления. Таким образом, к эффекту сужения поровых каналов за счет увеличения эффективного напряжения добавляется интенсивное защемление газа остаточной водой в тонкопоровом пространстве. Возобновление фильтрации происходит лишь в условиях превышения НГД. При этом восстановить фильтрацию на прежнем уровне не удается без удаления из пор части остаточной воды.

Проявление подобных эффектов в пласте существенно усложнит условия отбора газа из низкопроницаемых слаботрещиноватых газонасыщенных пород, обладающих тонкопоровой структурой. В процессе разработки пластов с низкими ФЕС, вследствие деформации под действием горного давления, перераспределения связанной вода, фильтрация газа из пластов может прекратиться при определенной степени падения пластового давления. Однако, при восстановлении пластового давления фильтрация возобновится.

Изучение низкопроницаемых карбонатных пород, в которых для начала фильтрации необходимо преодолеть НГД, показало, что эти породы подразделяются на:

- порода,фильтрущие газ безНГД , на начальной стадии разработки залежи. Однако, изменение пластового давления, вызванное отбором газа из пласта, приводит к возникновению НГД в таких породах;

- порода, не фильтрующие газ без НГД и на начальной стадии разработки.

Анализ полученных результатов показывает-, что фильтрация газа в пластах с низкими ФЕС и тонкопоровой структурой отличается от фильтрации газа в пористых средах со средне-крупнопоро-вой структурой. Это отличие прежде всего заключается в нарушении непрерывности газового потока в определенных условиях. По сути дела, при некоторых технологических режимах имеет место пульсирующий поток газа из плотного трещиноватого коллектора. Необходимо отметить, что процесс пульсации газового потока возникает (в силу описанных выше причин) также и в коллекторах с низкими ФЕС, у которых отсутствует "первичный" НГД.

Многочисленные проведенные эксперименты показали, что

величина НГД определяется капиллярным давлением, которое необходимо преодолеть для разрыва пленок воды, перекрывающих газо-насыщенкае поры. Прорыв осуществляется через наиболее крупные поровые каната с наименьшим капиллярным давлением. Поэтому, с уменьшением пористости, увеличением доли гонких и ультратонких пор в поровом объеме, возрастают величины НГД, а также снижаются значения критической водонасыщенности, при которой проявляется эффект НГД.

Таким образом, исследования начальных градиентов давления в низкопроницаемых карбонатных коллекторах показали, что возникновение НГД и его величина определяются структурой порового пространства, насыщенностью флюидами. Изменение характера фильтрации, появление НГД и возрастание его значений в условиях снижения пластового давления является весьма важным фактором, определяющим газоотдачу низкопроницаемых коллекторов. Процесс прекращения фильтрации из коллекторов с низкими ФЕС наиболее активно будет протекать в случае высоких рабочих депрессий и образования глубоких депрессионных воронок в призабойных зонах скважин.

В главе 7 на основании обобщения результатов комплексных экспериментальных исследований керна Астраханского и Карачаганакского месторождений дана типизация низкопроницаемых пород по структуре порового пространства и предложена оценочная шкала по пористости и проницаемости для условий, близких к пластовым. При составлении шкалы в основу была положена пористость с целью использования при интерпретации материалов ГИС.

Анализ и стстемагизация результатов проведенных исследований показывает, что в целом с увеличением пористости от долей процента до 10—165? возрастают размеры поровых каналов и диапазон их изменения; медианные диаметры закономерно меняются от 0,05 мкм до единиц микрон; увеличивается доля и сообщаемость крупных пор в поровом объеме, то есть прослеживается качественное и количественное изменение характера порового пространства. Следствием этого является улучшение фильтрационных характеристик и увеличение газонасыщенности. Возрастание количества связанных крупных пор является благоприятным фактором, обуславливающим принадлежность порода к коллекторам.

На основании обобщения результатов изучения структурных особенностей плотных карбонатных пород ввделены три типа, существенно различающихся между собой по диапазону изменения связанных норовых каналов, по характеру распределения ¿хор по размерам. Такое строение предопределяет резкое различие содержания остаточных флюидов и особенностей фильтрации в пластовых условиях.

. Породы с пористостью от долей процента до 4$ характеризуются ультратонкопоровой структурой порового пространства - медианные диаметры колеблются от 0,02 до 0,2 мкм, диаметры максимальных пор составляют 0,2-1,6 мкм. Проницаемость их при эффективных натяжениях, соответствующих пластовым условиям, составляет Ю~20 _ хо-13 м2. Породы в пластовых условиях водонасыщены.

Породы с пористостью от 4 до 6$ характеризуются ультратон-копоровым и тонкопоровым строением порового пространства - медианные диаметры составляют 0,04-0,8 мкм, максимальные поровые каналы диаметром 6,4-8,0 мкм. Газопроницаемость их при эффективных Пластовых напряжениях колеблется в пределах ТО""*9 - Ю-*® м*\ В наиболее неоднородных разностях пород данной группы присутствуют газонасыщенные поры. Газонасыщенность составляет 10-55$. Газ в пластовых условиях неподвижен. Фильтрация возможна при градиентах давления в пласте, превышающих начальные градиенты давления. Начальные градиенты давления - высокие (3-11 МПа/м). Породы не могут рассматриваться как промышленные коллекторы.

Породы с пористостью более 6%. характеризуются неодинаковым строением. Это порода с относительно высокими фильтрационными свойствами (до единиц мшшгдарси) и с высокой газонасыщенностью (до 80$), а также породы с очень низкой проницаемостью (тысячные и сотые доли миллидарси) и газонасыщенностью 10-40$. В этой группе диапазон изменения максимальных порозах каналов составляет 25 т- 32 мкм, медианные диаметры колеблются от 0,05 до 3,2мкм.

Породы с газонасыщенностью 50-80$ характеризуются пластовой газопроницаемостью (0,1-1,0) КГ^м2. В породах с низкой газонасыщенностью (менее 40$) газ неподвижен; фильтрация в них возможна лишь при градиентах давления, превышающих начальные градиенты давления - 3-7 МПа/м.

Оценочная шкала позволяет выделять коллекторы в низкопроницаемых породах и прогнозировать их фильтрационные характеристики в пластовых условиях.

Оценочная шкала фильтрационно-емкостпых характеристик пизкопроницаемых карбонатных пород Астраханского и Карачаганакского месторождений в условиях,

моделирующих пластовые.

Порис- Диапазон Медианный

тость, изменения диаметр

% размеров поровых

поровых каналов, каналов,

мкм мкм

_тк о

Проницаемость,10 м

абсолютная

при эффективном напряжении и при Ю05&-НОЙ газонасыщенности

Газона- Пластовая Началь- Пласто-сыщен- газопро- ные гра вая по-ность, ницае- диенга ристость давле- % ния, МПа/м

ницае-мость,

10~15м2

0-1 0,016-0,2 0,02-0,06 0,0002-0,005 0,00001-0,0001 0 0 0,4-0,6

1-2 0,016-0,8 0,04-0,06 0,001-0,008 0,000003-0,0008 0 0 0,6-1,2

2-3 0,016-1,6 0,04-0,2 0,002-0,06 0,0001-0,005 0-15 0 1,2-2,2

3-4 0,016-1,6 0,064-0,2 0,003-0,04 0,00005-0,003 0-20 0 10 2,2-3,2

4-5 0,02-6,4 0,04-0,64 0,005-0,09 0,0003-0,01 5-40 0 3-11 3,2-4,2

5-6 0,02-8,0 0,2-0,8 0,01-0,7 0,004-0,3 10-55 0-0,1 3-10 4,2-5,0

6-7 0,02-25 0,05-2,0 0,01-2,9 0,0002-2,3 10-70 0-1,0 0-7 5,0-6,1

7-8 0,02-32 0,25-2,5 • 0,016-3,5 0,003-3,0 20-80 , 0-1,4 0-3 6,1-7,2

8-10 0,02-32 0,5-3,2 0,09-10,0 0,05-8,6 50-80 0,01-7,0 0 7,2-9,0

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ:

1. Проведены комплексные экспериментальные исследования фильтрационных, емкостных и деформационных характеристик низкопроницаемых карбонатных пород (с пористостью от 0,3% до 18$ и проницаемостью от 0,001- 10~15м2 до Ю-Ю~15м2) в условиях, моделирующих пластовые. Показано, что влияние пластовых условий на ФЕС пород неодинаково и резко возрастает с усложнением строения пустотного пространства.

2. Экспериментально изучена динамика изменения порового объема, проницаемости и водонефтенасыщенности при переходе от атмосферных условий к пластовым, а также в условиях снижения пластового давления.

Изучение влияния наиболее значимых факторов, составляющих пластовые условия, показало, что на фильтрационные параметры низкопроницаемых карбонатных пород наибольшее влияние оказывает остаточная фяюидонасыщенносгь.

Выявлено, что с увеличением доли тонких и ультратонких пор в пустотном пространстве породы резко возрастает степень влияния изменения эффективного напряжения и содержания остаточных флюидов на основные коллекгорские параметры плотных пород.

3. Для низкопроницаемых пород Астраханского и Карачаганакс-кого месторождений разработана методика определения пластовой газопроницаемости по величинам абсолютной проницаемости и флюидо-насыщенносги и построены палетки. Предложенные палетки позволяют оценивать фильтрационные характеристики плотных пород в пластовых условиях.

4. Экспериментально изучены особенности течения газа в плотных карбонатных породах в условиях, моделирующих пластовые,

и механизм возникновения пульсирующей фильтрации газа и начальных градиентов давления. Эти явления необходимо учитывать при прогнозе газоогдачи низкопроницаемых коллекторов.

5. Выявлена взаимосвязь между величиной начальных градиентов давления и структурой порового пространства, а также содержанием остаточных флюидов в условиях эффективных напряжений залежи.

■6. Разработана методика дифференцированной оценки продуктивности пластов в разрезе скважин на базе комплексных исследований керна и данных ГИС. Методика основана на послойной оценке пористости и проницаемости с использованием предложенной палетки.

7. На основании обобщения экспериментального материала разработана оценочная шкала основных 'фильтрационно-емкостных характеристик по типам строения порового пространства низкопроницаемых карбонатных пород АГВМ и КГКМ в условиях, моделирующих пластовые. Использование этой, шкалы позволяет прогнозировать продуктивность, извлекаемые запасы газа и газоотдачу участков залежи с пониженными ФЕС. Шкала может быть использована при интерпретации данных ГИС.

Основные защищаемые положения:

1. Основным критерием, определяющим фильтрадионно-емкосгные и деформационные характеристики плотных пород и динамику их изменения в процессе разработки залежи, является структура порового пространства; это позволило провести типизацию низкопроницаемых пород по диапазонам изменения и медианным диаметрам поро-вых каналов.

2. Течение газа в тонко- и ультратонкопоровых породах отличается проявлением начальных градиентов давления и пульсаций потока. Возникновение НГД;и пульсаций потока обусловлено перераспределением жидкой фазы в поровом пространстве при изменении внутрипорового давления.

3. Предложена методика определения пластовой газопроницаемости низкопроницаемых карбонатных пород для пластовых условий Астраханского и Карачаганакского месторождений.

4. Предложена оценочная шкала основных фильтрационно-емкостных характеристик в пластовых условиях по типам строения порового пространства низкопроницаемых карбонатных пород Астраханского и Карачаганакского месторождений.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. Фильтрационные характеристики карбонатных пород Карачаганакского газоконденсатного месторождения в связи с установлением нижних пределов пород-коллекторов //Гр.ВНИИГаза /Геологическое моделирование газовых месторождений.-М. :ВНИИГаз, 1986

(в соавторстве с Абдурахмановым К.А.).

2. Методика изучения карбонатных коллекторов и характер изменения представления о подсчегных параметрах в процессе разработки Оренбургского и Карачаганакского месторождении //Сб.тр.

/Совершенствование методов изучения и подсчету запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах - М.:ВШИ0ЭНЕ\1987Лв соавторстве с Зыкиным М.Я., Колосовым И.А., Колосковой 1/1.И..Савченко Н.В., Куликовой Н.Г., Политыниной М.А.)

3. Продуктивные характеристики низкопроницаемых карбонатных пород глубоких горизонтов Астраханского и Карачаганакского месторождений в сравнении с Оренбургским //Тезисы докладов 1У Всесоюзной конф./ Коллекторы нефти и газа на больших глубинах - М.: МИНГ им.Губкина,1987. (в соавторстве с Колосовым И.А., Колосковой М.И., Савченко Н.В., Абдурахмановым К.А.)

4. Определение пластовой проницаемости по данным лабораторных исследований керна Астраханского газоковденсатного месторож-дения//Тр.ВНШГаза /Теория и практика разработки газоконденсат-ных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. - М.:ВНИИГаз, 1987. (в соавторстве с Колосковой М.И., Савченко Н.В., Барановым A.A.)

5. Результаты уточнения нижних пределов коллекторских параметров пород Астраханского газоконденсатного месторождения. -Там же.

6. Фильтрационные характеристики продуктивных пород АГКМ и КГКМ в пластовых условиях в связи с уточнением нижних пределов коллекторских свойств //Материалы УТ Всесоюзн.совещ./Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов и флюи-доупоров. - Львов,1988. (в соавторстве с Колосковой М.И., Савченко Н.В., Абдурахмановым К.А., Колосовым И.А.)

7. Результаты экспериментальных исследований НГД в плотных карбонатных породах с различной, структурой порового пространст-ва//Тр.ВНИЙГаза /Геология и газоносность газодобывающих областей. - М.,ВНИИГаз,1989. (в соавторстве с Савченко Н.В..Колосковой М.И.)

Соискатель