USD ЦБ — 57,48 +0,21
EUR ЦБ — 67,74 −0,17
Brent — 57,94 +1,06%
суббота 21 октября 16:52

Наука и технологии // Разведка и разработка

Комплексный подход к изучению трещиноватости карбонатных коллекторов

13 декабря 2013 г., 17:34Neftegaz.RU5663

Запасы углеводородов в карбонатных коллекторах достигают, по различным оценкам от 38 - 48% до 50 - 60% от мировых. В Республике Татарстан в пределах структур на восточном борту Мелекесской впадины и Южно-Татарском своде запасы нефти в карбонатах составляют до 35 - 40% от разведанных.

Однако извлекаемые запасы не превышают 10 - 15%. Это обусловлено особенностями строения карбонатных пород, а точнее, высокой неоднородностью структуры их пустотного пространства, вызванной постседиментационными процессами.

Порода карбонатного пласта-коллектора, так называемая матрица, содержит основные запасы углеводородов, но часто не обладает какой-либо значимой проницаемостью. При этом сеть трещин, которая служит как система проводящих каналов и влияет на продуктивность пласта, содержит незначительные запасы углеводородов. Учет основных закономерностей трещиноватости, влияющих на фильтрационно-емкостные свойства пласта коллектора, необходим для надежного прогнозирования, подсчета запасов и разработки залежей углеводородов.

Определение направления трещин и степень растрескивания пород имеют существенное значение еще по следующим причинам:

Информация о направлении трещин позволяет бурить наклонные или горизонтальные скважины так, чтобы их ствол проходил, по возможности, перпендикулярно плоскости трещин. Скважина, пробуренная втаком направлении в породе с низкой проницаемостью и пористостью, будет пересекать большое количество трещин, и поэтому у нее будет более высокий дебит, нежели у скважины, пробуренной параллельно трещинам.

Образование трещин в пластах в значительной мере обусловлено полями напряжения в породе.Напряжения влияют на характеристики продуктивных пластов и условия ведения работ на месторождениях. В трещиноватом пласте поле напряжений является анизотропным, а сами трещины способны отражать напряженно-деформированное состояние в пласте. Следовательно, изучение трещиноватости - основной фактор реконструкции главных осей напряжения.

Существует зависимость направления развития трещин разрыва и эффективность проведения ГРП от уже существующих естественных трещин, анизотропии современного напряженно-деформированного состояния и статических геомеханических показателей продуктивного пласта. Искусственно создаваемые трещины могут менять свое направление в зависимости от присутствия открытых естественных трещин, пересекающих ствол. Для проектирования дизайна ГРП (построения зон динамического напряжения и максимального флюидного воздействия) требуется получение оперативной информации на базе ориентированного в пространстве кернового материала.

Вопрос трещиноватости пластов, уже многие годы решался учеными с разных позиций, при помощи специфичных подходов: от глобального масштаба аэрокосмогеологических исследований до микроскопического - изучения трещин в шлифах.

Рассмотрим несколько аспектов и выделим основные направления исследования трещиноватости.

Аэрокосмогеологические исследования (линеаментный анализ).

Суть метода состоит в структурном дешифрировании космических снимков разного масштаба и генерализации.

Методика позволяет изучить тектоническую напряженность карбонатных отложений, выявить зоны интенсивной тектонической трещиноватости для учета при заложении горизонтальных скважин.

Данное направление в ТатНИПИнефть начало работать с 1983 года. За это время проведены исследования более чем на 20 месторождениях.

Геофизические методы исследования трещиноватости и анизотропии пласта.

Наиболее масштабные (по площади) исследования проводятся сейсморазведкой 3D, на которой разломы и приразломные макротрещины отмечаются в виде зон некогерентности сейсмического сигнала и уточняются на картах акустического импеданса.

Далее можно выделить скважинные методы исследований неоднородности пласта.

При скважинном акустическом сканировании (DSI, САС-90 и др. аналоги) выполняет измерения амплитудных и временных параметров акустического отраженного от стенки скважины сигнала. Это позволяет получить видеоизображение внутренней стенки скважины высокого разрешения, необходимого для литологического расчленения разреза, выявления кавернозных и трещинно-кавернозных зон, тонкослоистых пропластков и желобов, выявления элементов залегания пластов с азимутальной привязкой в пространстве.

Волновой акустический каротаж (ВАК8, ВАК8Т, ABAK-11 и др.) предназначен для литологического расчленения пород, выделения проницаемых интервалов, определения структуры порового пространства. Регистрацию акустических волновых полей, возбужденных монопольным или дипольными излучателями.

Мультипольный матричный акустический каротажный прибор MPAL, способен одновременно выполнять монопольное, дипольное и квадрупольное измерение и имеет большое значение для получения пористости в пластах, анализа геомеханики, опознания трещин, оценки анизотропии и эффектов разрыва.

Электрическое микросканирование (FMI, MCI) - это каротажный прибор на кабеле, регистрирует и измеряет удельное электрическое сопротивление пластов вблизи стенки скважины. С помощью имиджа наглядно отображается изменение литологического состава и структуры пластов, наличие трещин и каверн, изменение пористости. В частности, результаты интерпретации данных MCI используются в комплексе с исследованиями трещиноватости по ориентированному керну.

Исследования трещиноватости прямыми методами.

Прямые методы проводятся на керновом материале, являются наиболее достоверными и информативными среди прочих методов.

Характеристики микротрещин изучаются по шлифам (оптико-микроскопический метод, метод капиллярного насыщения горных пород люминесцирующими жидкостями). Макротрещины избирательно развиваются по более густой сети микротрещин и составляют вместе с ними единую систему, подчиняющуюся общим закономерностям развития. В лабораторных условиях параметры макротрещин изучаются на полноразмерном керне. Однако обязательным условием проведения подобных исследований является наличие ориентированного керна.

В 2011 году в Татнефть начался отбор ориентированного керна. Основанием стала «Программа работ по повышению достоверности интерпретации ГИС карбонатных коллекторов в части определения коллекторских свойств и насыщенности коллекторов». К настоящему времени отбор произведен в 24 скважинах. В карбонатных отложениях верхнего девона, среднего и нижнего карбона отобрано 567,5 метров ориентированного керна при выносе керна, близком к 100%.

Оцифровка трещиноватости, а также уточнение ориентации проводятся на цифровом полуавтоматическом гониометре CAG-600. Перед оцифровкой вводятся скважинные данные глубин, инклинометрии (угол и азимут падения). Таким образом, мы получаем не только информацию о наличии трещин в породах, но и возможность изучения параметров залегания этих трещин в пласте и их ориентационную направленность. В процессе оцифровки трещин дополнительно вводятся данные по каждой цифруемой разрывности: тип неровности (стилолит, трещина или плоскость напластования), тип трещины (открытая или закрытая), наличие и тип цементации трещин. Результаты обработки данных по всему интервалу заносятся в таблицы залегания трещин и их параметров.

Параметры измерений трещин по керну анализируются в программном пакете FracaFlow. В программу загружаются также скважинные данные (траектория скважин), фациальные данные пластов. Затем вводятся полученные замеры, по которым строятся диаграммы и 3D-модель трещиноватости.

Все перечисленные подходы к изучению трещиноватости и анизотропии помимо преимуществ имеют и свои ограничения.

Так, аэрокосмогеологические исследования и сейсморазведка способны охватывать большие площади, однако выделяют лишь зоны разломов (зоны линеаментной трещиноватости); определение ориентировки макротрещиноватости происходит косвенным путем, с невысокой точностью (в виде некогерентности сигнала).

Скважинные геофизические методы более точные, по сравнению с АКГИ и сейсморазведкой, прослеживают разные структурные особенности на больших интервалах в скважине. Но они имеют ограничение в наклонных скважинах: для электрического микроскания критический угол наклона скважины - не более 38-40°,а акустические приборы выдают ошибочные результаты. К тому же, как показывает опыт, качественная характеристика пласта данными методами так же имеет определенную погрешность.

Исследования прямыми методами (на керне) имеют высокую точность определения литологического состава, структурно-текстурных особенностей пород, фильтрационно-емкостных свойств; надежность и информативность в определении трещиноватости и упругих свойств. Основными недостатками являются ограниченность интервалов исследования и технологические требования для отбора ориентированного керна (важным параметром являются угол наклона скважины, который должен составлять не менее 20-25° и невысокие скорости бурения при отборе керна, чтобы исключить случаи прокрутки ориентирующей керноотборной трубы). Требования к достоверности ориентации керна - критичны. Необходимо также отметить локальность методов, как скважинных геофизических, так и исследований на керне.

При комплексном подходе, включающем: на общем этапе - результаты исследований АКГИ и/или сейсморазведки, информацию о структурах и тектонике региона; на этапе детализации - результаты исследований трещиноватости по ориентированному керну и скважинной геофизики, возможно создание достоверной картины деформированного состояния пород.

Пример применения данного комплекса на скважине одного из месторождений Самарской области, перед проведением многостадийного ГРП.

Скважина находится в присводовой части западного крыла структуры, сама структура слегка вытянута в субмеридиональном направлении.

Из заключения по материалам сейсморазведки МОГТ 3D по отражающему горизонту Т+6: «на горизонтальных срезах в интересующем интервале наблюдаются линейные зоны некогерентности сейсмического сигнала преимущественно северо-западного и субмеридианального направления, осложняющие западную часть структуры. Протяженность зон некогерентности от 250 до 1000 метров, ширина около 25 метров».

Результаты измерений трещин по керну скважины №1 анализировались в программном пакете FracaFlow. В программу загружены скважинные данные (траектория скважин). Затем были введены полученные замеры оцифровки трещин. Для сравнения результатов, полученных по оцифровке керна и геофизическим методом MCI, в программный пакет FracaFlow дополнительно введены данные трещиноватости по микроимиджеру и построены диаграммы.

Видно, что в интервале исследования (1140,0-1158,0 м.) трещины имеют следующие параметры:

средний статистический угол падения равен 27° (Dip Diagram);

преобладающими направлением падения трещин является северо-восток - 63˚ (Schmidt Upper Diagram);

простирание трещин происходит с северо-запада на юго-восток (Strike Diagram).

Следовательно, семейство трещин можно условно выделить как N_150.

На диаграммах видно, что параметры трещин, зарегистированных MCI, аналогичны данным по керну. В количественном соотношении по керну выделено несколько большее количество трещин. Это обусловлено тем, что при подъеме керна на поверхность происходит снятие напряжений, действующих на породу в глубинных условиях, и раскрытие трещин на керне больше, чем в условиях пласта.

Создана 3D-модель трещиноватости прискважинной зоны пласта, с учетом данных керна и MCI, на которой наглядно отражено пространственное положение плоскостей трещин.

Зеленым цветом обозначены трещины, выявленные микроимиджером, голубым - по керну. На модели отчетливо наблюдается сопоставимость результатов методов исследования ориентированного керна и скважинных имиджеров.

Таким образом, сейсморазведкой 3D в верхнетурнейких отложениях выявлена зона (предположительно зона разлома или разуплотнения) северо-западного и субмеридионального направления, аналогичное направление простирания трещин, получено по результатам исследования ориентированного керна и интерпретации данных электрического микроимиджера MCI, в тех же породах.

К.М. Мусин,

Р.Р. Сингатуллина,

В.М. Хусаинов

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context