Повышение точности прогноза проницаемости карбонатных пластов по данным исследований скважин

Колеватов, Александр Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение точности прогноза проницаемости карбонатных пластов по данным исследований скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение точности прогноза проницаемости карбонатных пластов по данным исследований скважин"

На правах рукописи УДК. 622.276.031.011.433: 532.5:550.832

КОЛЕВАТОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ПРОГНОЗА ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

17 ОКТ 2013

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2013

005535157

Работа выполнена в ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»)

Научный руководитель кандидат технических наук

Вольпин Сергей Григорьевич

Официальные оппоненты:

Кульпин Леонид Григорьевич, доктор технических наук, профессор, генеральный директор ООО «Научно-исследовательский и проектный институт по проблемам освоения нефтяных и газовых месторождений на суше и море» «НИПИМОРНЕФТЬ»

Юдин Валерий Адольфович, кандидат физико-математических наук, старший научный сотрудник Федерального государственного бюджетного учреждения науки Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук (НИИСИ РАН).

Ведущая организация:

Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего

профессионального образования «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» (ФГБОУ ВПО НИ ТПУ)

Защита диссертации состоится «15» ноября 2013 г. в 10 часов утра в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, Москва, Дмитровский проезд, д. 10.

Автореферат размещен на интернет-сайтах Министерства образования и науки Российской Федерации http://vak.ed.gov.ru «03» октября 2013 г. и ОАО «ВНИИнефть» www.vniineft.ru «04» октября 2013 г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть». Автореферат разослан «05» октября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор у

Э.М. Симкин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

На сегодняшний день рациональная разработка месторождений невозможна без геофизических (стандартных комплексных ГИС), промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических исследований (ГДИ) скважин и пластов. Перечисленные виды исследований разноплановые, но при этом должны иметь точки соприкосновения с целью корректировки и дополнения друг друга. Основной целью ГДИ является определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в зоне дренирования скважины. Корректность материалов ГДИ отражается на результатах построения геолого-гидродинамической модели, на проектировании разработки и на эффективности контроля за разработкой. Под корректностью подразумевается не только соблюдения технологии проведения исследований, но и корректность полученных результатов в плане согласованности с данными других методов исследования. Рассмотрена согласованность данных комплексных ГИС и ГДИ по скважинам одного из месторождений в Тимано-Печорской НГП для определения проницаемости продуктивных пластов и прогноза проницаемости по скважинам, не имеющим ГДИ (в т.ч. новым).

По мере развития различных технологий исследования скважин увеличивался объем геофизической информации, который, после некоторого момента, позволил прогнозировать ФЕС в терригенных породах. Настоящая работа содержит главы, в которых рассматриваются основные петрофизические свойства, структурно-текстурные/петрофизические взаимосвязи, связи «керн-ГИС» и стратиграфия, с помощью которых при работе с терригенными коллекторами можно получить вполне удовлетворительные данные в том числе и о гидродинамических характеристиках пласта в силу естественных особенностей исследуемых пластов. Однако, в случае с карбонатными нефтенасыщенными коллекторами прогнозы ФЕС по данным комплексных ГИС зачастую имеют значительные расхождения с данными ФЕС, полученными по ГДИ. Расхождения возникают вследствие неоднородности структуры порового пространства по латерали при сохранении литологического состава. Поэтому для корректного определения ФЕС понадобилась дополнительная информация, в том числе получаемая с помощью методов ПГИ.

Перечень задач, решаемых с помощью ГДИ, значительно расширился. Это связано с внедрением высокоточной измерительной техники и программного обеспечения, основанного на использовании банка численных и аналитических решений для различных моделей пласта и скважины. Современные методы обработки результатов исследований позволяют не только определять ФЕС, но и уточнять геологическое строение залежи, выявлять литологические и тектонические границы в пласте, определять механизм фильтрации жидкости в прискважинном пространстве и др.

В общем плане, наличие данных ГДИ позволяет уточнять и корректировать разработку месторождений. При этом задачи, решаемые с помощью ГДИ, должны сопровождаться дополнительным изучением корректности (подтверждаемое™) их решений применительно к конкретной геологической ситуации. Однако, на практике этим вопросам уделяется недостаточное внимание.

Одной из задач ГДИ любого объекта является получение качественного исходного материала, который в дальнейшем должен быть объективно интерпретирован. Сильное влияние на результаты интерпретации ГДИ также оказывает сопутствующая информация, полученная по другим методам исследования: геофизическим исследованиям скважин в открытом стволе (ГИС), промысловым геофизическим исследованиям (ПГИ), специальные методы (ЯМК, FMI).

Одной из важнейших характеристик при добыче нефти и газа из карбонатных коллекторов является описание типа пласта коллектора, распределение ФЕС и

петрофизических свойств пород-коллекторов с целью повышения качества прогноза фильтрации флюида при последующем компьютерном моделировании. В настоящей работе особое внимание уделяется установлению ФЕС по данным ГДИ как фактору, позволяющему подтвердить или скорректировать геологические, петрофизические и геостатистические данные о продуктивном пласте. Работа содержит главу, посвященную разработке методики уточнения геологического строения и обстановок осадконакопления, имевших место быть при формировании нефтяного месторождения на основе промысловых данных при ограниченном использовании результатов исследований керна. Посредством переинтерпретации, анализа результатов различных исследований и выявления закономерностей демонстрируются примеры прогнозирования преобладающего в зоне расположения конкретной скважины типа пустотного пространства и его ФЕС. В результате определяются типы коллектора (плотный поровый; трещинно-поровый, поровый; каверново-порово-трещинный) на основе данных ГИС по скважинам одного из месторождений в Тимано-Печорской НГП до проведения ГДИ. Поэтому, диссертационная работа, посвященная повышению точности прогноза проницаемости пласта-коллектора на основе корреляции данных ГИС и ГДИ, несомненно, является актуальной. Цель работы

Выявление закономерностей и определение критериев, позволяющих прогнозировать проницаемость карбонатных нефтеносных коллекторов с использованием данных ГИС, ПГИиГДИ.

Основные задачи исследования

1. Создание классификации связей ФЕС нефтенасыщенных карбонатных коллекторов по данным комплексной интерпретации и анализа материалов геофизических и гидродинамических исследований скважин (на примере одного из месторождений в Тимано-Печорской НГП).

2. Разработка методики определения структуры порового пространства для установления типа нефтенасыщенного коллектора по результатам интерпретации данных ГДИ и комплексных ГИС.

3. Разработка методики прогнозирования проницаемости нефтенасыщенных коллекторов на основе комплексных геофизических исследований в новых скважинах и в скважинах, не имеющих ГДИ.

Методы решения поставленных задач

- Теоретическое обобщение и экспертный анализ литературного материала по ГИС и ГДИ для карбонатных нефтенасыщенных коллекторов и промысловых данных;

- разработка и использование методики критериального выбора граничных параметров;

- постановка и проведение экспериментальных исследований полученной методики выявления продуктивных пластов и прогнозирование их ФЕС на скважинах, не имеющих полного объема исследований (ГДИ) для условий одного из месторождений в Тимано-Печорской НГП.

Достоверность полученных результатов

граничных критериев установления структуры порового пространства нефтенасыщенных коллекторов и спрогнозированной проницаемости подтверждается сопоставлением результатов с граничными критериями, полученными по фактическим данным для выделенных групп коллекторов (типов пустотного пространства).

Научная новизна работы

1. Предложена классификация полей проницаемости, полученная в результате комплексного анализа данных ГДИ скважин в соответствии с петрофизическими свойствами разных типов карбонатных коллекторов.

2. Разработана методика определения типа коллектора (разделения по структуре пустотного пространства) нефтенасыщенных пластов с целью решения задач проектирования разработки карбонатных пород.

3. Разработана методика оценки фазовой проницаемости нефтенасыщенных коллекторов для карбонатных пород по данным комплексного анализа результатов промысловых исследований на примере одного из месторождений в Тимано-Печорской НГП. Получены уравнения для расчета (оценки) проницаемости в зависимости от выявленного по ГИС типа коллектора.

Основные защищаемые положения

1. Методика классификации полей проницаемости, рассчитанных по ГДИ скважин месторождения с карбонатными трещиновато-пористыми пластами, в соответствии с петрофизическими свойствами разных типов коллекторов.

2. Методика определения типа коллектора (пустотного пространства) нефтенасыщенных пластов, вскрытых скважинами, по данным комплексных ГИС скважин.

3. Методика прогнозирования проницаемости нефтенасыщенных карбонатных коллекторов на примере одного из месторождений в Тимано-Печорской ИГЛ по комплексным ГИС скважин.

Практическая ценность работы

Разработанная в диссертационной работе методика прогнозирования проницаемости карбонатных нефтенасыщенных коллекторов использовалась при выполнении научно-исследовательских работ и проектных документов по разработке одного из месторождений, разрабатываемого ООО «CK «РусВьетПЕТРО».

Полученные в работе результаты могут войти составной частью в Стандарты компаний, касающиеся текущей разработки месторождений в части организации системы ППД, управления схемой разработки, прогнозирования эффективности ГТМ.

Результаты работы будут способствовать уточнению геологического строения месторождений нефти в карбонатных коллекторах и прогнозированию ФЕС потенциально продуктивных пластов, которые не были вовлечены в разработку по тем или иным причинам при освоении скважин.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на XI и XII международных научно-технических конференциях «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (Томск, 2012 и 2013 гг.); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика A.A. Трофимука «Трофимуковские чтения молодых ученых - 2011» (Новосибирск 2011 г.), «Трофимуковские чтения - 2013» (Новосибирск 2013 г., награжден дипломом III степени за устный доклад); на IV-м международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 2013 г.)

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 статья в изданиях, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы

Работа состоит из 4х глав, введения и заключения. Диссертация изложена на 110 страницах, содержит 45 рисунков и 3 таблицы. Библиография включает 178 наименований.

Автор глубоко признателен к.т.н. Вольпину С.Г. за научное руководство, заведующему лабораторией Штейнбергу Ю.М. и главному специалисту Чен-лен-сону Ю.Б. за консультации по ряду затронутых в работе вопросов. Автор также благодарен коллективу научного центра «Информпласт» ОАО «ВНИИнефть» за внимание и помощь в ходе выполнения работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе освещены наработки следующих авторов, изучавших вопрос прогнозирования продуктивности карбонатных пород: Дж. Лусиа, Берман Л.Б., Киркинская В.Н., Смехов Е. М.. Согласно представлениям перечисленных авторов проницаемые карбонатные породы характеризуются следующими особенностями при исследовании методами ГИС в открытом стволе: неравномерность преобразования пород на фоне первичной относительно однородной пористости; при интерпретации стандартного комплекса ГИС обнаруживается неустойчивость поисковых признаков при выявлении трещиноватости и отсутствие параметров, рекомендуемых для ее нивелирования; необходимость проведения специального комплекса дополнительных исследований не только в скважинах, но и в плане поиска подходов к обработке имеющихся данных ГИС.

Перечислены методы геофизических исследований скважин характеризующие петрофизические свойства карбонатных трещиноватых коллекторов. Рассмотрены существующие методы прогнозирования проницаемости пластов на основе корреляции данных керна и ГИС в открытом стволе. Однако, зависимости получаемые таким образом не полностью отражают реальную картину распределения проницаемости в трещиноватом коллекторе в силу ряда причин: керн отобранный в скважине не является сколько-нибудь представительным для создания модели пласта, отражающей реальные процессы фильтрации в нем, т.к. в масштабах пласта представляет собой лишь точку; исследования в открытом стволе по методу FMI не дают полного представления о характере трещин даже в прискважинной зоне, т.к. не позволяют установить - проницаема ли трещина или залечена; промысловые геофизические исследования на профиль притока при соблюдении некоторых условий позволяют достаточно точно установить участие отдельных пропластков в добыче нефти из конкретной скважины на разных режимах, но не дают информации о характеристиках прискважинной и удаленной зоны и модели фильтрации флюида.

Кроме геофизических существуют гидродинамические методы исследования нефтяных скважин. К таковым относятся исследования методом регистрации кривой восстановления давления и гидропрослушивание. Обработка данных таких исследований представлена в трудах М.Маскета, Д. Бурдэ, А. Грингартена и др. авторов. Данные исследования позволяют установить фильтрационную модель пласта, эффективную мощность и определить совершенство вскрытия пласта скважиной. Однако, данные методы исследования не могут проводиться на каждой скважине особенно после перехода месторождения из стадии ОПР в стадию промышленной разработки. Это обусловлено

потерями добычи, на которые идет не каждый недропользователь. Учитывая этот факт и необходимость прогнозирования разработки месторождений нефти в карбонатных трещиноватых породах возникает необходимость в поиске дополнительных инструментов для оценки перспектив продуктивности вновь пробуренных скважин, а также скважин не имеющих ГДИ по каким либо причинам.

Во второй главе представлены результаты ГИС, ПГИ и ГДИ, выполненных в 30 скважинах изучаемого месторождения.

Приведены имеющиеся результаты ГИС увязанные с керном в виде петрофизической зависимости (рис. 1) коэффициента проницаемости от пористости для нефтенасыщенных коллекторов рассматриваемого месторождения с разделением зависимостей для порового коллектора и порово-каверново-трещинного.

5000

0 5 10 15 20 '6)0

Пористость, доли ед.

Рисунок 1 - Петрофизическая зависимость коэффициента проницаемости от пористости в линейных координатах для одного из месторождений Тимано-Печорской НГП

Однако, представленные зависимости имеют одну особенность. Даже при значительных отличиях в структуре керна, отобранного по скважинам, не представляется возможным экстраполировать рассчитанные значения проницаемости на всю зону дренирования каждой скважины, которая может достигать нескольких сотен метров. В сопоставлении с объемом зоны дренирования, керн - это информация в точке. Т.е. значительная погрешность в оценке ФЕС по новым скважинам может иметь место уже на этапе увязки керна и ГИС даже для зон, в которых отобранный керн относится к области распространения трещин.

Кроме данных ГИС в качестве дополнительного источника информации для понимания механизмов фильтрации в околоскважинных зонах изучаемого месторождения рассматривались результаты интерпретации ПГИ с целью определения профилей притока.

Предполагается, что эти данные должны указывать на то, какие пропластки являются продуктивными/проницаемыми.

Была сделана попытка проверить наличие каких-либо закономерностей между петрофизическими свойствами, установленными по комплексным ГИС пропластков, выделенных как нефтенасыщенные коллектора и их продуктивностью/проницаемостью, установленной по данным ПГИ на профиль притока. По каждой скважине в отдельности свойства пропластков по ГИС отсеянные с учетом данных исследований профилей притока имеют распределение отличное от такового распределения по соседним скважинам. Но при рассмотрении картины в целом по месторождению взаимное частичное перекрытие свойств по ГИС отдельных интервалов дает лишь подтверждение свойств по ГИС для пород коллекторов и не дает закономерностей.

При рассмотрении результатов дебитометрии на разных режимах работы скважин, оказывается, что «работающие толщины» не имеют четкой локализации и могут меняться от режима к режиму. На рисунке 2а и 2Ь представлены результаты ПГИ в виде локализации (по глубине) и величин «работающих толщин» по некоторым скважинам исследуемого месторождения. Как можно отметить, на разных режимах «работающие толщины» имеют разное положение, как по глубине, так и разную толщину от режима к режиму.

(а) (Ь)

Рисунок 2 - Работающие толщины согласно данным исследований профилей притока. Скв \У27 (а) и \¥23 (Ь) одного из месторождений Тимано-Печорской НГП

Это дает основание утверждать, что при работе на разных режимах изменяется раскрытость трещин в прискважинной зоне и на удалении от нее. Но сказать однозначно, какая часть толщины дает приток в скважину по имеющимся данным, не представляется возможным, т.к. для установления работающих толщин использовались только данные термо- и расходометрии. Этот же факт не позволяет сделать однозначный вывод о величине работающей толщины в каждом конкретном случае. Обобщая сказанное выше, вскрытые горизонты и интервалы, являющиеся нефтеносными коллекторами, могут иметь систему трещин не только внутри продуктивных интервалов, но и в породах между ними и не только в микро- (в пределах образца керна) но и в макромасштабе (в пределах продуктивного горизонта).

В пределах рассматриваемого в работе месторождения пласт коллектор делится на две продуктивные пачки ОЗйп-Ш и В3йп-1У на отдельных участках имеющих разделяющую перемычку, литологически тоже являющуюся карбонатным пропластком, имеющим низкую пористость. Но низкая пористость не исключает наличия субвертикальных трещин, по которым может происходить флюидообмен между нефтенасыщенными пачками.

О наличии системы трещин разного порядка можно судить по графику с распределением скина от проницаемости (рис. 3). Согласно работ А. Грингартена, скин со значением -3.5 и менее указывает на наличие ненарушенной связи скважин с пластом через систему трещин. Данная закономерность сохраняется для скважин,

имеющих не только большие (до нескольких сотен мД), но и маленькие значения проницаемости (первые единицы и десятки мД).

н щ

• •.» . I '

»—»—h—r- Skin = -3.S

1 to 100 1000

Проницаемость, 10"3 мкм2

Рисунок 3 - Распределение скин-фактора от проницаемости по данным ГДИ в скважинах одного из месторождений Тимано-Печорской НГП

При обработке данных ГДИ по скважинам рассматриваемого в работе месторождения было получено поле значений проницаемости от пористости. По полученному полю значений невозможно провести какой-либо тренд с целью его сопоставления с трендами проницаемости от пористости, полученными по зависимостям КЕРН-ГИС (рис. 4).

•ъ £

о £

то ZS 5 X О

о. С

3000 2500 ■ 2000 1500 1000 500

к, (ГДИ)

♦ к. (КЕРН-ГИС пор)

♦ к, (КЕРН-ГИС трещ)

0.00 0.05 0.10 0 15

пористость, доли ед.

Рисунок 4 - Поле значений проницаемости от пористости по результатам интерпретации ГДИ скважин одного из месторождений Тимано-Печорской НГП (оранжевые точки) и тренды проницаемости от пористости построенные по зависимостям Керн-ГИС того же месторождения.

Безусловно, такое сопоставление некорректно, потому как в одном случае имеется облако точек (проницаемости по ГДИ), а в другом случае тренды по точкам (по данным увязки КЕРН-ГИС). Однако получить какой либо тренд по облаку точек данных ГДИ для

сопоставления с трендом по зависимостям КЕРН-ГИС (зеленые линии) представляется маловероятным, что может являться достаточным основанием для пересмотра всей интерпретации имеющихся ГДИ с целью получения других распределений проницаемости от пористости, возможному выявлению закономерностей (определение трендов) и увязкой закономерностей с данными по комплексным ГИС скважин.

Дополнительным аргументом в пользу пересмотра результатов интерпретации ГДИ стали работы Дж. Лусиа и В.Д. Викторина (Табл. 1). Дж. Лусиа приводит диаграмму зависимости проницаемости от пористости (рис.5) для карбонатных нефтеносных коллекторов, на которой видна группировка значений по классам в зависимости от типов пород, по которым определялось распределение проницаемости от пористости. Кроме литологического состава при определении ФЕС, большую роль играет структура порового пространства, которая может различаться в связи с разной подверженностью отдельных карбонатных нефтеносных пропластков вторичным процессам.

1000

о а С

Класс 2

Класс 3

0,05 0,1

Межчастичная пористость, доли ед.

Рисунок 5 - Зависимости между пористостью и проницаемостью для кавернозных известняков на примере одного из месторождений

Таблица 1 - Схематическая классификация карбонатных коллекторов перового и кавернового типов.

Коллекторы Поровая проницае мость, мкм2 Радиус фильтр ации, мкм Радиус пор и каверн, мкм Нижний предел открыто й пористос ти, %

Группа Тип, подтип

I, высокопроницаемые (высокопродуктивные) Ка верно вый, каверново-поровый, поровый >0.1 14-20 и выше 20-500 10-15

II, среднепроннцаемые (среди еп родуктивн ы е) Трещинно-поровый, трещннно-каверновый 0.1-0.01 14-5 140-500 8-10

III, ннзкопроницаемые (низкопродуктивные) Трешннно-каверновый, трещинно-поровый 0.01-0.001 5-3 300-500 4-8

IV, непроницаемые (потенциально продуктивные) Трецдннно-каверново-поровый <0.001 3-2 и ниже 500 2-4

По итогам обзора результатов ГИС, ПГИ и ГДИ было установлено:

- породы коллекторы рассматриваемого в работе месторождения имеют преимущественно трещинный тип проводимости, что подтверждается исследованиями керна, ПГИ на профиль притока и данными ГДИ;

- отсутствует четкая граница между так называемой проницаемостью матрицы и проницаемостью чисто трещинного типа коллектора, что, вероятно, связано с изменением масштаба трещиноватости от микро- к макроуровню;

- отсутствуют явные признаки и закономерности по данным комплексных ГИС (отфильтрованные по данным ПГИ), указывающие на способность давать приток в скважину отдельных вскрытых интервалов, при том, что ПГИ на профиль притока в целом по месторождению подтверждают выделенные границы интервалов пласта коллектора в скважинах, вскрывших нефтенасыщенные породы.

2—третьей_главе описан процесс разработки методики прогнозирования

проницаемости карбонатных нефтенасыщенных коллекторов на основе корреляции данных ГДИ и ГИС для условий рассматриваемого в работе месторождения.

В связи с тем, что методика прогнозирования должна учитывать особенности строения нефтенасыщенного карбонатного коллектора раздел 3.1 освещает особенности выбора интерпретационных моделей при обработке ГДИ. В частности рассматривается влияние геологических и технологических особенностей на регистрируемые кривые восстановления давления с целью учета при переинтерпретации.

Описанные выше особенности строение пласта коллектора рассматриваемого в работе месторождения позволили сделать предположение о том что переобработка данных ГДИ должна производиться с преимущественным применением модели фильтрации «двойная проницаемость». Эта интерпретационная модель описывает фильтрацию флюида к скважине в пласте не только через интервал перфорации, но и через систему трещин разного порядка, имеющую сообщение с выше или нижележащим пластом коллектором, работающим в скважину. В этом случае в качестве эффективной нефтенасыщенной толщины при расчете проницаемости следует брать всю толщину нефтенасыщенных коллекторов, даже если вскрыта и проперфорирована только часть из

них. А пористость должна приниматься как средневзвешенная для всей эффективной нефтенасыщенной толщины.

В результате переинтерпретации ГДИ было получено поле проницаемостей от пористости (рис. 6). Каждая точка обозначает истинную гидродинамическую проницаемость продуктивной пачки, вскрытой скважиной. Интерпретационная модель двойной проницаемости позволяет установить проницаемость каждой из двух продуктивных пачек в независимости от того какая из них вскрыта скважиной. Осуществляется это при совмещении КВД в момент интерпретации посредством подбора коэффициента перетока, характеризующего флюидообмен между продуктивными пластами через систему трещин.

пористость, доли ед.

Рисунок 6 - Распределение проницаемости от средневзвешенной по мощности пористости по данным ГДИ и тренды проницаемости по петрофизической зависимости Керн-ГИС.

Как можно отметить на рисунке 6, значения проницаемости от пористости по результатам переинтерпретации ГДИ имеют расположение, позволяющее осуществить группирование. Для удобства разграничения группы точек были выделены разным цветом. Что касается значений пористости для каждой из групп, то они вполне корректно укладываются в пределы, обозначенные в таблице 1. Но картина на рисунке 6 описывает уже не микромасштаб (на уровне керна-ГИС), а масштаб продуктивного объекта или пачки с учетом структуры пустотного пространства.

Группы значений проницаемости, выделенные по результатам переинтерпретации ГДИ по скважинам изучаемого месторождения, имеют отличительные признаки, представленные в табл. 2.

Отмечается совпадение выделенных групп по проницаемости (типов коллекторов по структуре пустотного пространства) с классификацией, приведенной В.Д. Викториным в том, что касается разделения типов коллекторов по пористости, а также разделения по проницаемости матрицы и трещин. Таким образом, с чисто статистической точки зрения, выбранный подход с целью определения проницаемости каждого из вскрытых пропластков посредством применения интерпретационной модели «двойная проницаемость» является оправданным. Разделение же типов коллекторов по пористости относится к 1-му виду выборочного расчленения разреза.

Количество выделенных групп коллекторов согласуется со сложившимися представлениями о минимальном их количестве, необходимом для составления проектов разработки месторождений углеводородов в карбонатах.

Таблица 2 - ФЕС выделенных групп коллекторов.

№ группы 1 2 3 4

1(Нмкм2 402000 403000 407000 <40

^лое ср виг ^ 10-13 8-10 5-8 4-15

^матр, % от ко8ш 25-50 15-20 5-10 5-10

% от ковщ 50-75 80-85 90-95 90-95

Раздел 3.2 описывает переобработку материалов комплексных ГИС с целью выработки критериев группировки данных ГИС на основе выделенных групп проницаемость-пористость по ГДИ.

Кроме признаков, перечисленных в таблице 1, были выявлены отличия каждой из групп друг от друга при изучении данных ГИС. Т.е. была проведена условная дискретная разбивка диапазона исследуемых свойств по качественным признакам, т.к. количественные во многом оказались ненадежны для разделения пород, вскрытых скважинами, на разные типы коллекторов. Основные качественные признаки были обнаружены при изучении данных акустического каротажа (АК), а именно, в характере изменения диаграмм каротажа продольной, поперечной волн и волны Лэмба-Стоунли. Известно, что АК является одним из немногих методов, которые могут давать информацию о структуре пустотного пространства. Причем чувствительность АК проявляется не только к изменению объема пустотного пространства, но и к наличию трещин примыкающих непосредственно к стенке скважины. При изучении диаграмм АК по каждой из 4-х групп было установлено, что диаграммы имеют особенности, не встречающиеся при изучении диаграмм АК по другим группам.

По группе 1 (синий цвет на рис. 6) На кривой ОТЬ (волна Лэмба-Стоунли) на фоне роста времени пробега продольной и поперечной волн волна Лэмба-Стоунли имеет участки небольших «обратных рывков» (рис. 7).

Рисунок 7 - Характер изменения волны Лэмба-Стоунли для пластов, проницаемости по которым попали в группу 1

По группе 2 (красный цвет на рис. 6) На кривой ОТЪ (волна Лэмба-Стоунли) на фоне роста времени пробега продольной и поперечной волн волна Лэмба-Стоунли имеет сопоставимый рост и сходный характер изменений (рис. 8).

Рисунок 8 - Характер изменения волны Лэмба-Стоунли для пластов, проницаемости по которым попали в группу 2

По группе 3 (серый цвет на рис. 6) на кривой БТЬ (волна Лэмба-Стоунли) на фоне роста времени пробега продольной и поперечной волн волна Лэмба-Стоунли имеет участки резких «обратных рывков», но эти «рывки» имеют большую амплитуду, чем для точек 1-й группы (рис. 9).

Что касается точек, попавших в 4-ю группу (оранжевый цвет на рис. 6), то она не имеет каких-либо отличительных особенностей при изучении диаграмм АК.

Основная отличительная особенность точек этой группы в том, что проницаемости по данным ГДИ не превышают 40 мД независимо от величины пористости (рис. 10).

Рисунок 9 - Характер изменения волны Лэмба-Стоунли для пластов проницаемости по которым попали в группу 3

Кроме изучения каротажных диаграмм на планшетах для выявления дополнительных диагностических признаков, позволяющих разделять вскрытые пласты по типам порового пространства, был проведен статистический анализ первичных ГИС. Были построены

гистограммы распределения значений, зарегистрированных приборами в скважинах во вскрытых интервалах.

к, (КЕРН-ГИС пор) к. (ГДИ, Гр.4) -Линейный (к, (ГДИ. Гр.4))

у = 86.46х+ 13.47 Я2 = 0.03

0.10 0.15

пористость, доли ед.

0.20

Рисунок 10 - Распределение проницаемости от пористости по данным ГДИ для точек 4-й группы

Для большинства методов ГИС построение гистограмм показало взаимное перекрытие распределения значений для выделенных групп (типов пустотного пространства), и, как следствие, непригодности в качестве диагностического признака для установления принадлежности к определенному типу пустотного пространства.

Но для метода НГК по гистограммам были выявлены закономерности, позволяющие использовать его в качестве диагностических признаков с целью отнесения определенного интервала к одному из 4-х типов пустотного пространства.

Для коллекторов 2-го и 4-го типов коллекторов пилообразных изменений на диаграммах акустического каротажа с регистрацией времени пробега волны Лэмба-Стоунли не обнаруживается (рис. 8). Это характерно для преимущественно порового коллектора. Для их разделения следует перейти к гистограммам нейтронного-гамма каротажа (рис. 11). Для этого метода наблюдается преимущественная локализация значений, характерных для коллекторов 4-й группы, в области от 2 до 6 эВ. То есть, если на гистограммах нейтронного-гамма каротажа не будет наблюдаться преимущественной локализации значений в области от 2 до 6 эВ, то продуктивный интервал с такими свойствами можно отнести ко второй группе коллекторов (поровый тип).

После перечисления отличий по параметрам, выделенным для всех 4-х групп коллекторов можно сделать вывод о разделении нефтенасыщенных коллекторов рассматриваемого в работе месторождения на 4 основных типа пустотного пространства:

- 1-й тип (1 группа), высокопроницаемые каверновые и каверново-поровые породы с высокой пористостью;

- 2-й тип (2 группа), среднепроницаемые трещинно-поровые и трещинно-каверновые породы со средней пористостью;

- 3-й тип (3 группа), низкопроницаемые трещинно-каверновые и трещинно-поровые породы с низкой пористостью;

- 4-й тип (4 группа) низкопроницаемые плотные массивные породы с пористостью от наибольшей до наименьшей.

Следует отметить, что согласно результатам переобработки ГДИ низкопроницаемый коллектор 4-го типа участвует в фильтрации флюидов к скважинам в основном посредством системы трещин различного порядка, соединяющей его с более высокопроницаемыми коллекторами. Следовательно, неправомерно исключение пород такого типа из коллекторов.

□ Группа 4 ■ Группа 3 □ Группа 2 □ Группа 1

1 [Н л ] 1 4

п РГ II Л

0-2 24 4-6 6-8 8-10 10-12 12-14 14-16 НГК. усл. ед

Рисунок 11 - Гистограммы распределения частоты встречаемости параметров

Как было установлено выше, выделенные группы точек проницаемости от пористости имеют не только количественные, но и качественные отличия друг от друга. Это дает основание по каждой из групп определить тренд и описывающее его уравнение. Далее эти уравнения могут быть использованы для расчета значений проницаемости от средневзвешенной пористости вскрытых пластов после установления принадлежности к тому или иному типу коллектора (пустотного пространства) на основе данных АК (волна Лэмба-Стоунли) и НГК.

На рисунке 12 приведены тренды, описывающие распределение точек по выделенным группам (типам коллектора). Группы 2 и 3 имеют достаточно плотное расположение точек. Величина среднеквадратического отклонения мала и не требует пересмотра имеющейся группировки точек. Что касается группы 1: группа была разделена на две подгруппы (а и Ь), так как при построении уравнения тренда и определении среднеквадратического отклонения его величина была неприемлема. Это проверялось посредством расчета проницаемости от пористости для точек, рассчитанных через ГДИ. Выявить какие либо особенности и различия между подгруппами 1а и 1Ь по данным ГИС не дало результата и может стать отдельной темой для изучения. Определение уравнения тренда для 4-й группы точек особого смысла не имеет, т.к. все значения проницаемости точек этой группы лежат в пределах не более 40 мД вне зависимости от величины пористости (рис. 10).

Основные выводы по 3 главе:

- породы, слагающие пласты-коллекторы рассматриваемого в работе месторождения, делятся на 4 типа, имеющие существенные отличия, как по ФЕС (к, ф), так и по ГИС (АК+НГК)

- наличие хорошей (ненарушенной) связи большинства скважин с пластом через системы трещин позволяет экстраполировать вглубь пласта на радиус исследования (по ГДИ) выявленный тип коллектора.

Результаты исследований, приведенные в главе 3:

- разработана методика прогнозирования проницаемости карбонатных нефтеносных коллекторов (получены уравнения для расчета проницаемости в зависимости от выявленного по ГИС типа коллектора);

- установлены количественные и качественные характеристики выявленных типов коллектора (рис. 13);

у - 13 8452 х + 0 5496 R2 = 0 7351

Группа 1а

4.0 35

jc »»

О) 2.5

5 20

1.5 1 0 05 00

О 05 0 (0 0 15

Пористость, доли ед.

Группа 2

у = 44 439339 х - 0 402616 R2 = 0 563427

0 05 0 10 0.15

Пористость, доли ед.

35 3.0

О)

о 2: 20 15

Группа 1Ь

у = 20.5955 х ♦ 0 6308 R2 = 0 7468

0 05 0.10 0.

Пористость, доли ед.

Группа 3

у = 36 3444 х - 0 4277 R2 = 0 8661

0 05 0 10 0.15

Пористость, доли ед

Рисунок 12 - Тренды для расчета проницаемости по выделенным группам

(типам коллектора)

Skin = -3.5

Граница изменения свойств по ГИС

10 / 100 1000 Проницаемость общая, 10"3 мкм2

10000

Рисунок 13 - Количественная и качественная картина распределения проницаемости и типов коллектора по результатам переобработки ГДИ

В четвертой главе содержатся материалы, являющиеся косвенными подтверждениями ряда принятых в диссертационной работе допущений о преобладающей модели фильтрации флюидов в зоне дренирования скважин рассматриваемого в работе месторождения (раздел 4.1).

В частности, представлены материалы ГДИ методом гидропрослушивания, проводившегося между скважинами рассматриваемого в работе месторождения в 2012 году. Кроме реакции на остановку возмущающей скважины в реагирующей скважине было зафиксировано изменение забойного давления, являющееся результатом изменения

режима работы водосбросных (нагнетательных) скважин отстоящих более чем на 5 километров от реагирующей скважины. Учитывая что водосброс производится во вторую (нижележащую) пачку пласта БЗйп, а изменение давления было за регистрировано в 4-й (вышележащей, транзитом через 3-ю среднюю) пачке пласта ВЗйп, то можно утверждать наличие системы трещин, проходящих через весь карбонатный массив. Система трещин, соединяющая между собой продуктивные объекты с разной глубиной залегания, позволяет говорить о преимущественной модели фильтрации флюидов в пласте «двойная проницаемость».

Представлены материалы обработки кривой изменения забойного давления от момента пуска скважины соседнего с рассматриваемым в работе месторождения в работу и до выхода на установившийся режим. Это месторождение имеет схожее геологическое и литологическое строение с рассматриваемым в работе. И материалы обработки кривой изменения забойного давления во время работы скважины Ш20 позволяют говорить о модели фильтрации схожей с имеющей место на рассматриваемом в работе месторождении.

Представлены материалы трассерных исследований, проводившихся на рассматриваемом в работе месторождении во 2-м квартале 2013 года. Результаты этих исследований также являются аргументом в пользу применимости интерпретационной модели фильтрации флюидов «двойная проницаемость».

Исследования проводились между водосбросными скважинами 1107 и 1109 и добывающими скважинами ближайших кустов.

Следует отметить, что согласно данных интерпретации исследований на профиль притока и данных о перфорации в скважинах 19, 1201 и 1404 работающим считается только пласт ОЗйпЧУ. То есть для скважин 19, 1201 и 1404 эксперимент с трассерными исследованиями можно считать «чистым». Нагнетательная скважина 1109 имеет частично вскрытый пласт ОЗйп-Ш. То есть раствор индикатора прошел не только по пласту ВЗйп— III, но и в пласт ОЗйп-1У. При отсутствии фильтрационных каналов это было бы невозможно. Следовательно, результаты трассерных исследований можно использовать в качестве подтверждения наличия в пласте трещин, которые связывают пласты ОЗйп-Ш и IV в единый гидродинамический объект.

Раздел 4.2. содержит результаты, полученные после переинтепретации данных ГДИ с последующим подтверждением разделения по данным ГИС:

- подтвержден преимущественный механизм фильтрации флюидов описываемый моделью «двойная проницаемость» в зоне дренирования скважин рассматриваемого в работе месторождения (изменение картины работающих толщин по скважинам (рис. 14));

- спрогнозирована проницаемость пластов не работавших в скважины;

- подтверждено наличие систем микро и мезо трещин (рис. 13), соединяющих продуктивные пласты рассматриваемого в работе месторождения в единый гидродинамический объект;

- подтверждено наличие 4-х типов пустотного пространства в породах, слагающих пласты-коллекторы рассматриваемого в работе месторождения, имеющих существенные отличия, как по ФЕС (ГДИ), так и по ГИС (АК) (табл. 1 и 2, рис. 6):

• высокопродуктивный каверново-порово-трещинный;

• среднепродуктивный порово-трещинный;

• низкопродуктивный трещинно-поровый;

• потенциально продуктивный порово-каверновый плотный.

- оценены проницаемости пластов в скважинах рассматриваемого в работе месторождения, не охваченных ГДИ (табл. 3);

- построена карта распространения типов коллектора с оценкой проницаемости трещин по III и IV пачке по площади рассматриваемого в работе месторождения (рис. 15).

Таблица З-Проницаемость, спрогнозированная по скважинам исследовавшегося месторождения не имеющим ГДИ.

Скв. № пачки № группы (по ГИС) ^пор.ср.взв Д-ед к,10 1 мкм2 прогноз

изо IV 2 0.105 2437

№31 IV 1 0.125 200-1800

№32 III 2 0.085 458

№33 IV 2 0.085 458

т4 III 1 0.116 140-1000

№35 IV 3 0.065 305

№ 36 III 1 0.096 70-400

№37 IV 3 0.066 340

№38 III 3 0.077 1040

№39 IV 3 0.081 1550

№40 IV 3 0.071 560

№41 IV 1 0.095 70-400

№42 III 2 0.099 1480

№43 IV 3 0.065 305

№44 III 2 0.087 541

Рисунок 14 - Продуктивность III и IV пропластков по скважинам до и после переинтерпретации ГДИ с основным допущением о наличии в пласте системы трещин, связывающих оба пласта и преимущественной интерпретационной модели

«двойная проницаемость»

D3fm.IV

- Тип 1. «порово-трещинный» 1.0<кт„ш, мкм2<1.5 -Тип 2Г«поровый» 0.25<ктмш, мкм2<2.5

Рисунок 15 - Распределение типов коллектора по площади изучавшегося месторождения

Основные выводы

1. На примере фактических данных ГИС, ПГИ и ГДИ по скважинам рассматриваемого в работе месторождения произведена классификация нефтенасыщенных коллекторов.

2. По результатам статистического и качественного анализа данных комплексных ГИС по скважинам рассматриваемого в работе месторождения разработана методика определения структуры порового пространства для выявленных групп нефтенасыщенных коллекторов.

Породы, слагающие пласты-коллекторы рассматриваемого в работе месторождения, делятся на 4 типа, имеющие существенные отличия, как по ФЕС, так и по ГИС (АК, НГК):

• высокопродуктивный каверново-порово-трещинный:

• среднепродуктивный порово-трещинный;

• низкопродуктивный трещинно-поровый;

• потенциально продуктивный порово-каверновый плотный

3. По результатам статистического анализа данных комплексных ГИС и ГДИ по каждой из выявленных групп нефтенасыщенных коллекторов разработана методика прогнозирования их проницаемости на основе данных комплексных ГИС в новых скважинах, и в скважинах, не имеющих ГДИ, для условий рассматриваемого в работе месторождения. Получены уравнения для расчета (оценки) проницаемости в зависимости от выявленного по ГИС типа коллектора.

Кроме перечисленного выше, установлено:

- рассматриваемое в работе месторождение имеет преимущественный механизм фильтрации флюидов к скважинам, описываемый интерпретационной моделью «двойная проницаемость»;

- продуктивные пласты пронизаны системой трещин, которые позволяют говорить о рассматриваемом в работе месторождении, как о едином гидродинамическом объекте;

- установлены количественные и качественные характеристики выявленных типов коллектора

- спрогнозирована проницаемость пластов, не работавших напрямую в скважины;

- рассчитаны (оценены) проницаемости пластов в скважинах рассматриваемого в работе месторождения, не охваченных ГДИ;

- построена карта распространения типов коллектора и проницаемости трещин по площади рассматриваемого в работе месторождения (рис. 45).

- наличие различных фаций и разнонаправленные тектонические напряжений на более поздних этапах литогенеза способствовали появлению разнообразных структурных форм пустотного пространства.

- создана технология прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов с различными типами структуры пустотного пространства в пластовых условиях, являющаяся комплексированием данных ГИС и ГДИ, проводимых на нефтяных месторождениях Тимано-Печорской нефтегазовой провинции.

- методика прогнозирования проницаемости карбонатных коллекторов и выделения их типов по данным ГИС позволила выявить неоднородное строение органогенного массива, установить характер латеральной изменчивости фаменских отложений, протрассировать границы литолого-фациальиых зон, построить карты типов коллекторов пластов D3fm-III+IV и оконтурить зоны повышенной трещиноватости.

- трещинно-кавернозно-поровые коллекторы представляют среду, состоящую из кавернозно-пористой матрицы, разбитой трещинами на блоки. При изменении пластового давления кавернозно-пористая матрица (пористые блоки) почти не испытывает упругих деформаций, а проницаемость трещин наоборот может изменяться. Интерпретационные модели, применяемые при обработке данных ГДИ, косвенно учитывают структуру порового пространства. Следовательно, принципиальное отличие трещинно-кавернозно-порового коллектора от порового и кавернозно-порового заключается в том, что поровый и кавернозно-поровый коллектор практически не реагируют на изменение пластового давления, а трещинио-кавернозно-поровый коллектор «реагирует» посредством изменения величин, описывающих фильтрацию между слоями (Ада*)- опыт изучения трещиноватости на рассматриваемом в работе месторождении

показал, что наиболее удачно трещиноватость карбонатных коллекторов характеризуется следующими видами информации:

• картами охвата пластов трещиноватостью;

• картами распределения типов коллекторов по площади месторождения.

- впервые осуществлен прогноз средневзвешенной по мощности проницаемости пластов-коллекторов для скважин рассматриваемого в работе месторождения.

разработана оригинальная технология прогнозирования проницаемости карбонатных коллекторов не только для месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, но и практически для всех НГП России, ближнего и дальнего Зарубежья, в которых основные запасы нефти и газа сосредоточены и разрабатываются в зонах развития трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов.

Основное содержание диссертации отражено в работах:

1. Крыганов П.В. Оценка проницаемости и степени участия продуктивного пласта в процессе фильтрации / П.В. Крыганов, A.A. Колеватов, С.Г. Вольпин // Бурение и нефть. -2012.-№2.-С. 26-28.

2. Колеватов A.A. Прогнозирование проницаемости отложений девона в новых скважинах на основе корреляции данных ПГИ и ГИС месторождений Тимано-Печорской провинции / A.A. Колеватов, A.B. Свалов, С.Г. Вольпин, Ю.М. Штейнберг, Ю.Б. Чен-лен-сон, ДА. Корнаева // Материалы 11-й научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (17-19 мая 2012,

Томск): труды конф. - Томск: Изд. Томского политехнического университета. - 2012. - С. 45-47.

3. Колеватов A.A. Прогнозирование проницаемости карбонатных коллекторов верхнего девона в новых скважинах на основе корреляции данных ГДИ, ПГИ и ГИС месторождений Тимано-Печорской провинции / A.A. Колеватов, С.Г. Вольпин, Ю.Б. Чен-лен-сон, Ю.М. Штейнберг //Материалы 12-й научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (15-17 мая 2013, Томск): труды конф. - Томск: Изд. Томского политехнического университета. -2013.'-С. 28-29.

4. Крыганов П.В. Информативность гидропрослушивания в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомского месторождения / П.В. Крыганов, И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, A.B. Свалов, A.A. Колеватов // Труды всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика А. А. Трофимука «Трофимуковские чтения молодых ученых-2011» (16-23 октября 2011, Новосибирск)): труды конф. - Новосибирск: РИД НГУ. - 2011. - С. 394-397.

5. Колеватов A.A. Прогнозирование типов коллектора в новых скважинах нефтяных месторождений в карбонатных отложениях на основе корреляции данных ГИС и ГДИ/ A.A. Колеватов, A.B. Свалов, С.Г. Вольпин, Ю.М. Штейнберг, И.В. Афанаскин, // Всероссийская молодежная научная конференция с участием иностранных ученых, «Трофимуковские чтения-2013» (08-14 сентября 2013, Новосибирск): труды конф. -Новосибирск: РИЦ НГУ. - 2013. - С. 87-92.

6. Колеватов A.A. Прогнозирование проницаемости продуктивных пластов в новых скважинах на основе корреляции данных ГИС и ГДИ на примере Северо-Хоседаюского месторождения/ A.A. Колеватов //Материалы IV-ro Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (18-19 сентября 2013, Москва): Доклады, Т.1. - Москва: ООО "Андерсен дизайн". - 2013. -С. 108-112.

Соискатель Колеватов A.A.

Отпечатано в ОАО "ВНИИнефть" 127422, г. Москва, Дмитровский проезд, 10 Заказ № 40, объем 1,38 уч.-изд. л., Тираж 100 экз.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Колеватов, Александр Александрович, Москва

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ имени академика А.П. КРЫЛОВА» (ОАО «ВНИИнефть»)

УДК. 622.276.031.011.433: 532.5:550.832

04201363572

КОЛЕВАТОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ПРОГНОЗА ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация представлена на соискание ученой степени кандидата технических наук

МОСКВА 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...............................................................................................................................................3

1. Обзор работ по вопросам прогнозирования проницаемости карбонатных трещиноватых нефтегазоносных пород-коллекторов...................................................................................................10

1.1. Виды проницаемости (и пористости) карбонатных коллекторов.............................................15

1.1.1. Первичная пористость............................................................................................................15

1.1.2. Вторичная пористость............................................................................................................18

1.2. Прогнозирование вторичной пористости горных пород...........................................................25

1.3. Применимость различных методов ГИС для выявления зон трещиноватости в карбонатных коллекторах...........................................................................................................................................28

1.3.1. Акустический каротаж...........................................................................................................29

1.3.2. Электрометрия........................................................................................................................29

1.3.3. Выявление трещинной и кавернозной составляющих пористости...................................35

2. Обзор результатов ГИС, ПГИ и ГДИ, выполненных в скважинах Северо-Хоседаюского месторождения........................................................................................................................................37

2.1. Результаты ГИС, выполненных в скважинах Северо-Хоседаюского месторождения...........37

2.2. Результаты ПГИ, выполненных в скважинах Северо-Хоседаюского месторождения...........39

2.3. Результаты ГДИ, выполненных в скважинах Северо-Хоседаюского месторождения...........42

2.4. Выводы по результатам ГДИ, ПГИ и ГИС, выполненных в скважинах Северо-Хоседаюского месторождения......................................................................................................................................48

3. Разработка методики прогнозирования проницаемости карбонатных нефтенасыщенных коллекторов на основе корреляции данных ГДИ и ГИС для условий Северо-Хоседаюского месторождения........................................................................................................................................49

3.1. Переобработка материалов ГДИ по скважинам Северо-Хоседаюского месторождения.......49

3.1.1. Выбор интерпретационных моделей при обработке данных ГДИ....................................49

3.1.2. Выбор входных параметров при интерпретации данных ГДИ..........................................54

3.1.3. Обобщение результатов переинтерпретации данных ГДИ................................................55

3.2. Переобработка материалов ГИС по скважинам Северо-Хоседаюского месторождения.......57

3.2.1. Выработка критериев группировки данных ГИС на основе выделенных групп проницаемость-пористость по ГДИ................................................................................................57

3.2.2. Обобщение результатов группировки ГИС по скважинам.................................................63

3.3...............................................................................................................................Выводы по главе 3.

.................................................................................................................................................................64

4. Проверка принятых в работе допущений и результаты переобработки материалов ГДИ и ГИС по скважинам Северо-Хоседаюского месторождения.............................................................................66

4.1. Проверка допущения о преобладающей модели фильтрации флюидов в зоне дренирования скважин Северо-Хоседаюского месторождения................................................................................66

4.2. Результаты переобработки материалов ГДИ и ГИС по скважинам Северо-Хоседаюского месторождения......................................................................................................................................83

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.......................................................................................................................................87

Список литературы.................................................................................................................................90

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день рациональная разработка месторождений невозможна без геофизических (стандартных комплексных ГИС), промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических исследований (ГДИ) скважин и пластов. Перечисленные виды исследований разноплановые, но при этом должны иметь точки соприкосновения с целью корректировки и дополнения друг друга. Основной целью ГДИ является определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в зоне дренирования скважины. Корректность материалов ГДИ отражается на результатах построения геолого-гидродинамической модели, на проектировании разработки и на эффективности контроля за разработкой. Под корректностью подразумевается не только соблюдения технологии проведения исследований, но и корректность полученных результатов в плане согласованности с данными других методов исследования. В нашем случае будет рассматриваться согласованность данных комплексных ГИС и ГДИ по скважинам Северо-Хоседаюского месторождения в том, что касается определения проницаемости продуктивных пластов и прогноз проницаемости по скважинам, не имеющим ГДИ (в т.ч. новым).

По мере развития различных технологий исследования скважин увеличивался объем геофизической информации, который, после некоторого момента, позволил прогнозировать ФЕС в терригенных породах. И настоящая работа содержит главы, в которых рассматриваются основные петрофизические свойства, структурно-текстурные/петрофизические взаимосвязи, связи «керн-ГИС» и стратиграфия, с помощью которых при работе с терригенными коллекторами можно получить вполне удовлетворительные данные, в том числе и о гидродинамических характеристиках пласта в силу естественных особенностей исследуемых пластов. Однако в случае с карбонатными нефтенасыщенными коллекторами прогнозы ФЕС по данным комплексных ГИС зачастую имеют значительные расхождения с данными ФЕС, полученными по ГДИ. Расхождения возникают вследствие латеральной неоднородности структуры порового пространства при сохранении

литологического состава. Поэтому для корректного определения ФЕС понадобилась дополнительная информация, в том числе получаемая с помощью методов ПГИ.

В общем плане, наличие данных ГДИ позволяет уточнять и корректировать разработку месторождений [124, 53, 115, 108, 109, 2, 87, 1, 29, 83, 93, 106, 133, 135, 137, 107, 126, 125, 148, 40, 114, 48, 141, 167, 52, 7, 43, 134, 4, 6, 11, 22, 23, 28, 38, 39, 45, 51, 70, 92, 116, 119, 127, 130, 165, 166, 3, 42, 59, 66, 7, 77, 83, 90, 139, 96, 101, 140]. При этом задачи, решаемые с помощью ГДИ [47, 50, 62, 63, 64, 65, 67, 68, 86, 88, 91, 102, 104, 105, 121, 136, 138, 150, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 159, 160, 164, 168, 169, 173, 174, 175, 176, 80, 81], должны сопровождаться дополнительным изучением корректности (подтверждаемости) их решений применительно к конкретной геологической ситуации. Однако, на практике этим вопросам уделяется недостаточное внимание.

Одной из важнейших характеристик при добыче нефти и газа из карбонатных коллекторов является описание типа пласта коллектора, распределение ФЕС и петрофизических свойств пород-коллекторов с целью повышения качества прогноза

фильтрации флюида при последующем компьютерном моделировании. В настоящей работе особое внимание уделяется установлению ФЕС по данным ГДИ как фактору, позволяющему подтвердить или скорректировать геологические [4], петрофизические и геостатистические данные о продуктивном пласте. Работа содержит главу, посвященную разработке методики уточнения геологического строения [147, 149] и обстановок осадконакопления, имевших место быть при формировании нефтяного месторождения на основе промысловых данных при ограниченном использовании результатов исследований керна. Посредством переинтерпретации, анализа результатов различных исследований и выявления закономерностей демонстрируются примеры прогнозирования преобладающего в зоне расположения конкретной скважины типа пустотного пространства и его ФЕС. В результате определяются типы коллектора (плотный поровый; трещинно-поровый, поровый; каверново-порово-трещинный) на основе данных ГИС по скважинам Северо-Хоседаюского месторождения до проведения ГДИ. Поэтому, диссертационная работа, посвященная повышению точности прогноза проницаемости пласта-коллектора на основе корреляции данных ГИС и ГДИ, несомненно, является актуальной.

Цель исследования

Основные задачи исследования:

1. Создание классификации связей ФЕС нефтенасыщенных карбонатных коллекторов по данным комплексной интерпретации и анализа материалов геофизических и гидродинамических исследований скважин (на примере Северо-Хоседаюского месторождения).

2. Разработка методики определения структуры порового пространства для установления типа вскрытого нефтенасыщенного коллектора по результатам интерпретации данных ГДИ и комплексных ГИС.

3. Разработка методики прогнозирования проницаемости нефтенасыщенных коллекторов на основе комплексных ГИС в новых скважинах и в скважинах, не имеющих ГДИ.

Методы решения поставленных задач

- разработка и использование методики критериального выбора граничных параметров, позволяющих определять структуру порового пространства и прогнозировать проницаемость;

- постановка и проведение экспериментальных исследований по разработанной методике выявления типов коллекторов и прогнозирование их ФЕС на скважинах, не имеющих полного объема исследований (ГДИ) для условий Северо-Хоседаюского месторождения.

Достоверность полученных результатов

Достоверность результатов, получаемых при использовании разработанной методики прогнозирования проницаемости пластов, являющихся нефтенасыщенными коллекторами (согласно данным комплексных ГИС), обеспечивается посредством проверки выявленных зависимостей на данных по новым или неисследованным методами ГДИ скважинах Северо-Хоседаюского месторождения нефти, вскрывающих карбонатные коллектора. Достоверность расчетных граничных критериев установления структуры порового пространства нефтенасыщенных коллекторов и спрогнозированной проницаемости подтверждается сопоставлением результатов с граничными критериями,

полученными по фактическим данным для выделенных групп коллекторов (типов

пустотного пространства).

Научная новизна:

2. Разработана методика определения типа коллектора (разделения по структуре пустотного пространства) нефтенасыщеных пластов с целью решения задач проектирования разработки карбонатных пород.

3. Разработана методика оценки фазовой проницаемости нефтенасыщенных пропластков для карбонатных пород по данным комплексного анализа результатов промысловых исследований на примере Северо-Хоседаюского месторождения. Получены уравнения для расчета (оценки) проницаемости в зависимости от выявленного по ГИС типа коллектора.

Основные защищаемые положения:

3. Методика прогнозирования проницаемости нефтенасыщенных карбонатных коллекторов на примере Северо-Хоседаюского месторождения по комплексным ГИС скважин.

Практическая ценность и внедрение результатов работы

Разработанная в диссертационной работе методика прогнозирования проницаемости карбонатных нефтенасыщенных коллекторов использовалась при выполнении научно-исследовательских работ и проектных документов по разработке Северо-Хоседаюского месторождения ООО «CK «РусВьетПЕТРО».

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на XI и XII международной научно-технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (Томск, 2012 и 2013 гг.); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика A.A. Трофимука «Трофимуковские чтения молодых ученых - 2011» (Новосибирск 2011 г.), «Трофимуковские чтения - 2013» (Новосибирск 2013 г., награжден дипломом III степени за устный доклад); на IV-m Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 2013 г.)

Личный вклад автора

В течение двух лет соискатель участвовал в постановке и интерпретации гидродинамических исследований скважин на Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском, Северо-Хоседаюском, Западно-Хоседаюском, Висовом и других месторождениях нефти, имеющих карбонатные коллектора.

Обработаны и переобработаны материалы ГДИ скважин на месторождениях Восточной Сибири, республики Коми и др.

Установлены корреляционные взаимосвязи между типами коллектора (структурой порового пространства) карбонатных нефтенасыщенных пластов и их петрофизическими свойствами, определяемыми по данным комплексных ГИС скважин в условиях Северо-Хоседаюского месторождения.

Разработана методика выявления преобладающего типа нефтенасыщенного коллектора (структуры порового пространства) по данным комплексных ГИС скважин в условиях Северо-Хоседаюского месторождения.

Разработана методика прогнозирования (оценки) проницаемости нефтенасыщенных коллекторов по данным комлексных ГИС в новых скважинах, и в скважинах, не имеющих ГДИ для условий Северо-Хоседаюского месторождения.

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 статья в издании, рекомендованном ВАК.

1. Обзор работ по вопросам прогнозирования проницаемости карбонатных трещиноватых нефтегазоносных пород-коллекторов

Наряду с развитием теории методов определения проницаемости и технологии проведения гидродинамических исследований постоянно решались вопросы прогнозирования проницаемости карбонатных коллекторов на основе преимущественно данных ГИС и привлечением данных сейсморазведки с целью построения так называемых кубов проницаемости и кубов трещиноватости. Как таковые, кубы трещиноватости до известной степени позволяют оценить пространственное положение трещин в изучаемом объеме. Но такие кубы не дают информации о том, проницаемы ли эти трещины или залечены. Опять же, сейсмика имеет ограниченную разрешающую способность. И после некоторой величины влияние трещин на прохождение сейсмических волн становится сопоставимо или гораздо меньше уровня влияния помех на общую волновую картину.

Стандартная методика построения кубов проницаемости и трещиноватости такова: строится зависимость между проницаемостью по керну и пористостью по керну [89]. Полученная зависимость используется для преобразования кривой пористости

Информация о работе

Колеватов, Александр Александрович
кандидата технических наук
Москва, 2013
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение точности прогноза проницаемости карбонатных пластов по данным исследований скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы