Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние проблемы исследований фильтрационной анизотропии коллекторов нефти и газа 21
1.1. Анализ факторов, влияющих на анизотропную характеристику коллекторов 21
1.2. Литолого-петрофизическая и фильтрационная анизотропия коллекторов различных месторождений 31
1.3. Методические аспекты исследования анизотропии проницаемости 63
1.4. Некоторые особенности фильтрационной характеристики продуктивных горизонтов месторождения Кисимбай и постановка задачиисследований 72
2. Методические основы определения пространственной ориентации и величины анизотропии горизонтальной проницаемости 78
2.1. Петрофизические особенности коллекторов месторождения Кисимбай 78
2.2. Качественная и количественная интерпретация данных геофизических исследований скважин 88
2.3. Методика определения параметров фильтрационной анизотропии по комплексным данным геофизических исследований 93
3. Анизотропная литолого-петрофизическая характеристика месторождения кисимбай 106
3.1. Основные черты геологического строения месторождения 106
3.2. Литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и закономерности ее пространственного изменения 116
3.3. Петрофизическая характеристика коллекторов и закономерности ее пространственного изменения 122
4. Оптимизация разработки месторождения кисимбай с учетом анизотропной модели 135
4.1. Анализ текущего состояния выработки запасов по месторождению 135
4.2. Анализ эффективности процесса разработки с учетом горизонтальной анизотропии проницаемости 143
4.3. Оптимизация режимов работы эксплуатационных скважин на основе анизотропной модели 152
Заключение 161
Литература 164
- Литолого-петрофизическая и фильтрационная анизотропия коллекторов различных месторождений
- Качественная и количественная интерпретация данных геофизических исследований скважин
- Литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и закономерности ее пространственного изменения
- Анализ эффективности процесса разработки с учетом горизонтальной анизотропии проницаемости
Введение к работе
Актуальность работы. Наличие пространственной фильтрационной неоднородности коллекторов выражается в существовании закономерных направлений, благоприятных для внутри- и межпластовых перетоков флюидов. В мировой практике нефтедобычи имеются многочисленные подтверждения этого явления, выраженные в резком отличии режимов работы добывающих скважин при их равном удалении от нагнетательной скважины.
Это явление предопределяется серией факторов, включающих фациальные условия образования коллекторов, тектонический режим осадконакопления, процессы изменения (выщелачивания) горных пород, приводящие к образованию вторичной пористости. Дополнительным условием, влияющим на анизотропную характеристику коллекторов, может быть напряженное состояние массива горных пород.
В совокупности эти факторы приводят к формированию определенным образом упорядоченных структур и текстур пород коллектора, влияющих на их физические свойства, и, в конечном счете, на нефтеотдачу пласта.
В данной работе рассматривается проблема исследования характеристик горизонтальной (латеральной) анизотропии проницаемости. Важность анизотропии проницаемости состоит в том, что она в значительной степени влияет на характер гидродинамических процессов, протекающих в разрабатываемом пласте.
К настоящему времени наиболее разработанным методом определения анизотропии горизонтальной проницаемости является метод гидропрослушивания. Однако гидропрослушивание - это дорогостоящая, очень длительная в случае относительно низкопроницаемых нефтяных коллекторов процедура, которая применяется в исключительных случаях. В ряде случаев может использоваться метод меченых атомов, дающий
качественную оценку направления преимущественных перетоков флюидов в пласте, но и эти эксперименты также достаточно длительны и относительно дорогостоящи. Главная особенность данных методов состоит в том, что надежно реализованы они могут быть лишь на поздней стадии разработки месторождения при интенсивном обводнении продукции.
Однако, часто бывает необходимым оценить возможное проявление фильтрационной анизотропии пласта еще до начала интенсивного обводнения. В связи с этим, большой интерес может представлять разработка методик определения анизотропии проницаемости пласта, основанных на анализе и обработке уже имеющихся данных произведенных геофизических исследований скважин, исследований керна, текущих гидродинамических исследований, гидродинамического моделирования и истории параметров разработки Эти данные, как правило, доступны и при определенных требованиях к их качеству могут быть использованы для количественной оценки направления и величины латеральной анизотропии коллекторов. Реализация этого направления определяет научную новизну и практическую значимость исследования.
Целью настоящего исследования является разработка методических основ определения количественных характеристик - величины и направления - горизонтальной анизотропии коллекторов нефти и газа по комплексу данных исследования керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин и петрофизического моделирования для оценки влияния анизотропии на процесс разработки на примере месторождения Кисимбай.
Для выполнения работы необходимо решение следующих задач:
1. Выявление, анализ и оценка влияния геологических факторов, обуславливающих анизотропию терригенных и карбонатных коллекторов.
Разработка методики количественной оценки пространственной анизотропии (величины и направления горизонтальной проницаемости) коллекторов по комплексу данных геофизических и гидродинамических исследований скважин и гидродинамического моделирования.
Экспериментальная апробация методики для оценки фильтрационной анизотропии отложений валанжинского яруса нижнего мела нефтяного месторождения Кисимбай.
Выработка рекомендаций по оптимизации процесса разработки месторождения Кисимбай с учетом пространственной фильтрационной анизотропии.
Выбор месторождения Кисимбай в качестве объекта исследований обусловлен особенностями геолого-геофизической и флюидодинамической характеристик месторождения, которое типично для северной части Прикаспийской впадины. Основной валанжинский продуктивный горизонт месторождения достаточно хорошо изучен серией разведочных и эксплуатационных скважин, в отдельных из которых выполнен представительный отбор керна. По всем скважинам проведен полный комплекс геофизических и гидродинамических исследований, объем и качество которых позволяет дать надежную характеристику фильтрационно-емкостных свойств. С этих позиций месторождение Кисимбай является достаточно хорошим объектом исследований причин проявления и оценки влияния анизотропии проницаемости на разработку месторождения.
Фактический материал и методы исследований. В основу диссертации положены результаты исследований, полученные автором при проведении научно-исследовательских работ, выполнявшихся по заказу АО «РД «КазМунайГаз» (2003-2006 г.г.)
В процессе выполнения работы использованы материалы геолого-геофизических исследований и результаты гидродинамических исследований
продуктивных объектов пласта Kvl месторождения Кисимбай по 22 скважинам. Из фондовых материалов заимствовано более 90 результатов определений фильтрационно-емкостных свойств пород. Под руководством автора и при его личном участии проведена переобработка и переитерпретация данных ГИС по всем скважинам, построены уточненные седиментологическая и петрофизическая модели месторождения. По материалам анализа геофизических и гидродинамических исследований определены параметры фильтрационной анизотропии пород продуктивного горизонта, рассчитана прогнозная анизотропная флюидодинамическая модель. На основе построенной модели проведена адаптация добывающих скважин месторождения.
Использованы также материалы, содержащиеся в опубликованных и фондовых работах АО «РД «КазМунайГаз» и других организаций.
Совокупность представительного фактического материала, методов исследования, их детальность обеспечили получение надежных результатов.
Научная новизна. Личный вклад автора. Разработана и апробирована методика комплексного петрофизического и гидродинамического изучения осадочных толщ, которая позволила получить важную информацию об анизотропии внутреннего строения исследуемых карбонатных коллекторов, причинах и условиях ее формирования, а также количественные характеристики этого явления.
Автором выполнены работы по обобщению материалов и изучению петрофизической неоднородности отложений валанжинского яруса и дано подробное описание геологических факторов, определяющих величину и направление анизотропии горизонтальной проницаемости карбонатов. Построена уточненная седиментационная модель продуктивного горизонта валанжинского яруса месторождения, определены условия образования осадочного комплекса и его вторичных изменений.
В соответствии с проведёнными комплексными исследованиями сделан вывод о том, что пространственная фильтрационно-емкостная неоднородность продуктивного пласта Kvl месторождения Кисимбай обусловлена фациальными обстановками и постседиментационными преобразованиями пород. Это позволяет уточнить контуры распространения пород с высокими фильтрационно-емкостными свойствами при разработке месторождения и интенсификации добычи нефти.
Основные защищаемые положения.
Анализ планов проницаемости пород на основе ГИС и ГДИС и сравнение исторических и расчетных показателей обводненности продукции обеспечивают определение направления и величины анизотропии проницаемости коллекторов. Для месторождения Кисимбай предлагаемая методика устанавливает северо-восточную ориентацию главной оси эллипса анизотропии и двойное превышение максимальной проницаемости над минимальной.
Резко выраженная неоднородность фильтрационно-емкостных свойств нефтепродуктивного пласта Kvl валанжинского яруса месторождения Кисимбай обуславливается условиями осадконакопления и вторичной доломитизацией пород на участках развития зон трещи но ватости, оперяющих основные тектонические нарушения.
3. Анизотропная флюидодинамическая модель месторождения
Кисимбай, по сравнению с изотропной, более точно отражает
закономерности перетоков жидкости в пределах изученного горизонта и
позволяет вести обоснованную адаптацию эксплуатационных скважин.
Практическая значимость работы. Результаты исследований
использованы при подсчете запасов и планировании уплотняющего бурения месторождения Кисимбай. Разработанные автором методики проходят апробацию при исследовании коллекторов нефтяных месторождений Западного Казахстана.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на научно-практической конференции «Состояние разработки и перспективы развития нефтегазового месторождения Узень и прилегающих территорий», Республика Казахстан, Алматы, 2005 г.; Международном научном конгрессе «ГЕО-Сибирь-2006», Россия, Новосибирск, 2006 г.; Ежегодном семинаре по экспериментальной минералогии, петрологии и геохимии «ЕСЭМПГ-2006», Россия, Москва, 2006 г.; X Международном научном Симпозиуме им.академика М.А.Усова «Проблемы геологии и освоения недр», Россия, Томск, 2006 г.
Публикации . По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, из них: 1 монография, 1 статья в журнале из Перечня ВАК, 5 статей в журналах и тематических сборниках, 1 работа - в сборнике тезисов докладов.
Объем и структура работы. Диссертация содержит 177 страниц текста, в том числе 76 рисунков, 7 таблиц. Она состоит из введения, четырех глав, заключения. Библиография включает 122 наименования.
Диссертационная работа выполнена на кафедре геофизики Института геологии и нефтегазового дела Томского политехнического университета под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Л.Я.Ерофеева, которому автор выражает свою признательность.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы, сформулирована цель работы, изложены новые научные результаты и положения, выносимые на защиту.
В первой главе приводятся результаты обзора литературы, посвященной изучению состояния исследований фильтрационной анизотропии коллекторов нефти и газа, рассматриваются примеры влияния параметров анизотропии на различных нефтяных и газовых месторождениях мира. Данная проблема рассматривалась с различных позиций многими исследователями - Назаренко B.C., Наливкиным В.Д., Казаковым А.Н. Коссовской А.Г., Шутовым В.Д., Лебедевым Б.А., Марковским Н.И., Минским Н.А., Сахибгареевым Р.С. Страховым Н.М., Ромм М.М, Al-Hadrami Н.К., Teufel L.W, Beckner B.L., Song, Papadopulos I.S., Ramey HJ. и др.
В двух первых разделах главы рассмотрены механизмы образования пространственной анизотропии коллекторов, приведены примеры разработки месторождений Западной Сибири, Волго-Уральской и Северо-Американской нефтегазоносных месторождений.
Анализ методических приемов оценки фильтрационной анизотропии показывает, что при изучении литолого-петрофизической и фильтрационной анизотропии коллекторов и оценки влияния этого явления на процесс разработки месторождений можно выделить три главных направления исследований - прямое экспериментальное исследование на представительных образцах керна горных пород, слагающих коллектор; специализированные гидродинамические исследования, предназначенные для изучения направлений перетоков флюидов (гидропрослушивание); петрофизическое моделирование коллекторов с учетом анизотропии проницаемости в сопоставлении с анализом истории разработки и режимов работы отдельных скважин с учетом характеристик анизотропии пластов.
Для определения анизотропии проницаемости обычно применяется гидропрослушивание, однако его использование ограничено экономическими соображениями. В то же время, материалы геофизических исследований, исследований керна, гидродинамического моделирования и истории параметров разработки, как правило, обработаны и доступны. В работе предлагается использовать эти данные для определения ориентации и величины анизотропии проницаемости. В главе рассмотрены подходы к формированию такой оценки анизотропии коллектора с использованием имеющихся в технической литературе материалов по месторождениям Западной Сибири.
На основании изучения литературных материалов делаются следующие выводы:
1. В коллекторах с межзерновым типом порового пространства
ориентировка наилучшей проницаемости в образцах хорошо согласуется с
направлениями предпочтительной ориентации удлинений частиц,
оптических осей кварца и главной оси эллипса анизотропии магнитных и
электрических свойств. Главная ось эллипса анизотропии упругих свойств
направлена ортогонально. Очевидным является определяющее влияние
фациальных условий осадконакопления на структуру осадка,
распределение пор и соответствующую литолого-петрофизическую
анизотропную характеристику.
В сопоставлении с материалами капиллярометрии взаимоотношения указанных анизотропных параметров обусловлены пространственным распределением пор различного диаметра и преобладанием связанных пор наибольшего радиуса в направлении, обусловленном процессом осадконакопления.
В коллекторах трещинно-кавернозного типа ориентировка наилучшей проницаемости в образцах хорошо согласуется с направлениями
предпочтительной ориентации систем открытых трещин, главной оси эллипса анизотропии электрических свойств. Главная ось эллипса анизотропии упругих свойств направлена ортогонально.
4. Хорошая сопоставимость результатов определений направления фильтрационной анизотропии коллекторов с соответствующими анизотропными направлениями электрических, магнитных и упругих свойств создает предпосылки для прогноза пространственной неоднородности непосредственно по материалам геофизических исследований скважин, в частности, методами акустического и электрического каротажа.
В качестве основного объекта исследований выбрано месторождение Кисимбай, расположенное в юго-восточной части Прикаспийской впадины. Месторождение достаточно типично для этого региона, и получаемые результаты могут быть адаптированы к другим месторождениям данного типа, по крайней мере, с методической точки зрения.
Основным продуктивным горизонтом на месторождении ЯВЛЯЮТСЯ породы валанжинского яруса нижнего мела, выделяемые в качестве пласта Kvl. Продуктивный горизонт достаточно хорошо изучен серией разведочных и эксплуатационных скважин, в отдельных скважинах выполнен представительный отбор керна. По всем скважинам месторождения проведен полный комплекс геофизических исследований, объем и качество которых позволяют дать надежную характеристику фильтрационно-емкостных свойств.
В разрезах скважин пласт Kvl представлен одним или двумя однородными пропластками, разъединёнными непроницаемым глинистым прослоем. Породы, представленные трещиноватыми кавернозными доломитами с примесью терригенного материала (алевролитов и аргиллитов)
имеют сложную структуру межзернового пространства, отличаются высокой анизотропией проницаемости (в горизонтальном направлении проницаемость существенно выше, чем в вертикальном), что объясняется очень тонким переслаиванием разнородных тонких прослоев, а также влиянием каверн и трещин. На основе исследований фильтрационно-емкостных параметров керна и качественной и количественной интерпретации данных ГИС были построены схемы распределения ФЕС пород месторождения. Распределение проницаемости пород месторождения в достаточной степени неоднородно. Выделяется по крайней мере пять блоков пород, согласованных с тектоническими нарушениями и имеющих различную характеристику проницаемости. В пределах каждого блока наблюдается закономерная ориентация изолиний проницаемости с преобладающим северо-восточным направлением. Этот факт свидетельствует о весьма вероятном проявлении фильтрационной анизотропии на данном месторождении
К аналогичному выводу приводит анализ текущего отбора жидкости по месторождению. Возрастание обводненности продукции также происходит неоднородно и контролируется блоковым строением месторождения. Наиболее быстро обводняются скважины, локализованные в западной и восточной блоках месторождения, при преобладающем северо-восточном тренде. Направление тренда согласовано с тектоническими нарушениями.
В настоящее время на месторождении выполнен комплекс гидродинамических исследований (исполнитель - компания «СИАМ»), связанных с замерами пластовых давлений. Анализ результатов интерпретации также обнаруживает существенную неоднородность коллектора месторождения как по измеряемому (давление), так и по интерпретационному (горизонтальной проницаемости) параметрам. Материалы этих работ выявляют преобладающее северо-восточное направление зон улучшенной проницаемости при существенном отличии угловых характеристик анизотропии от ранее показанных материалов при
сохранении общего тренда. Однако количественных оценок анизотропии коллектора до настоящего времени не было.
С этих позиций месторождение Кисимбай является достаточно хорошим объектом исследований причин проявления анизотропии проницаемости и разработки методики ее оценки.
Вторая глава посвящена разработке методических основ определения пространственной ориентации и величины анизотропии горизонтальной проницаемости продуктивных коллекторов по данным каротажных исследований, исследований керна, гидродинамического моделирования и истории разработки пласта.
Отмечается, что важнейшей проблемой здесь является качество исходных данных, требующее применения современных методик обработки и интерпретации материалов.
Для решения проблемы были проанализированы петрофизические особенности коллекторов месторождения Кисимбай по керну, уточнены петрофизические зависимости и константы для интерпретации данных каротажа, произведена переинтерпретация ГИС в поточечном режиме для последующего использования в современных программных средствах геологического и гидродинамического моделирования. Полученные данные использованы для оценки количественных параметров фильтрационной анизотропии пластов месторождения.
Для оценки направления преобладающей горизонтальной анизотропии проницаемости использованы материалы оценки горизонтальной проницаемости коллекторов, полученной на основе интерпретации данных геофизических исследований скважин. Это обычная последовательность трансформации каротажных материалов с определением глинистости, общей и эффективной пористости, водонасыщенности и проницаемости пород сначала индивидуально по скважинам, а затем построение карт
проницаемости по отдельным интервалам исследуемого коллектора по группам скважин.
Полученная в этом варианте картина отражает анизотропию фильтрационных свойств по направлению и величине. Для количественной оценки выполняется предварительная статистическая обработка карт с определением направленности изолиний проницаемости по отношению к географической системе координат. Итоговым материалом является стереограмма направленности изолиний проницаемости, главное направление которой рассматривается как направление анизотропии. Полученное в результате таких оценок направление изменяется в пределах 48 - 62 при средней величине 58 .
Для оценки соотношения величин проницаемости по разным направлениям были рассчитаны анизотропные петрофизическая и гидродинамическая модели и выполнен анализ их чувствительности к переменным параметрам анизотропии проницаемости по величине kHm«Anmin, показывающим соотношение максимальной и минимальной проницаемостей.
При определении количественной характеристики анизотропии по экспериментальным данным используется эллиптическое приближение, при котором неоднородности фильтрационных свойств представляются направлением главной оси эллипса анизотропии проницаемости <р0 и
КОЭффиЦИеНТОМ кнтах/кнтіп
Полученные для месторождения Кисимбай оценки ki)max/kHmin изменяются в пределах 1.7 - 2.6 при средней величине 2.04. Данная схема расчета также протестирована на примере исследований Крапивинского месторождения Западной Сибири, материалы по которому имеются в опубликованной литературе.
На основании выполненных исследований предлагается следующая методика определения анизотропии горизонтальной проницаемости.
На начальной стадии разработки месторождения, когда отсутствует история обводненности продукции, необходимо использовать каротажные данные и ориентированный керн. Ориентация анизотропии определяется на основе картирования проницаемости, величина анизотропии определяется на основе измерений проницаемости керна.
На завершающей стадии разработки месторождения, когда прорыв воды к добывающим скважинам произошел, необходимо использовать как каротажные данные, так и данные по обводненности продукции. Каротажные данные используются для расчета проницаемости и определения ориентации анизотропии на основе карт. Затем путем сравнения расчетных и исторических величин обводненности продукции по скважинам определяются характеристики анизотропии, включая параметры направления главной оси эллипса и соотношения максимальной и минимальной проницаемости.
В главе 3 дается детальная литолого-петрофизическая характеристика месторождения Кисимбай. В первой части главы описываются основные черты геологического строения месторождения, в котором принимают участие отложения от верхней перми до четвертичных образований включительно.
По последним материалам сейсмических исследований и бурения, структура Кисимбай по III отражающему горизонту представляет собой небольшую брахиантиклинальную складку размером 2,5 х 2,0 км, направленную по длинной оси на северо-восток и несколько смещенную в северо-восточном направлении относительно свода соли. Очень важным представляется тот факт, что массив горных пород, локализующих залежи, может находиться в напряженном состоянии под воздействием тектонических стрессов, ориентированных в северо-западном направлении. Это создает предпосылки для формирования горизонтальной анизотропии
проницаемости в соответствии с системами сколовых трещин вследствие развиваемых касательных напряжений.
В результате проведенных геологоразведочных работ в разрезе нижнемеловых и верхнеюрских отложений выявлены продуктивные горизонты - валанжинский нефтяной, I и II келловейский газовые горизонты. Наибольший интерес представляет собой разрабатываемый комплекс отложений валанжина.
В ходе исследований образцов керна было установлено, что коллекторы валанжинского горизонта сложены различными типами пород, смешанными в матрице и послойно, и преимущественно представлены доломитами с примесью терригенного материала (алевролитов). Породы имеют сложную структуру межзернового пространства и многокомпонентный состав флюида. Коллекторы валанжинского горизонта отличают высокая анизотропия проницаемости, что объясняется переслаиванием разнородных тонких прослоев, а также влиянием каверн и трещин.
Совокупность изученных данных позволяет считать, что в продуктивной толще валанжинского горизонта развит сложный тип коллектора, емкость которого составляют, судя по шлифам, в основном поры, а также каверны, при этом фильтрация осуществляется по матричным межзерновым каналам и по трещинам.
Для объективной интерпретации материалов ГИС используется стандартный вариант корреляционных связей «пористость - проницаемость» Одним из очевидных факторов, определяющих тип и уравнения взаимосвязи, является карбонатность. Результаты исследований показывают, что при возрастании карбонатности свыше 80% пористость обычно снижается до 15% с падением проницаемости до величины менее 1 мД. Это обусловлено проявлением закрытых поровых пространств вследствие процессов выщелачивания и доломитизации исходной карбонатной матрицы.
Данная в третьей главе литолого-петрофизическая характеристика месторождения Кисимбай используется в заключительной главе для выявления, анализа и оценки геологических факторов, влияющих на петрофизическую анизотропию терригенных и карбонатных коллекторов.
Четвертая глава связана с исследованиями по оптимизации разработки месторождения Кисимбай с учетом анизотропной модели. В первой части главы производится анализ текущего состояния выработки запасов по месторождению.
Одной из основных характеристик месторождения является значение обводненной толщины пласта, которая зависит от эффективной толщины пласта, вскрытой перфорацией, заводненной части толщины эффективной толщины пласта, вскрытой перфорацией, отношения вязкости нефти и воды, доли воды в добыче жидкости в пластовых условиях и фазовой проницаемости для воды в заводненной части пласта. На основании промысловых данных по нефти и воде в главе построены характеристики вытеснения. Отмечается слабое "реагирование" интегральных характеристик вытеснения на изменение процесса разработки месторождения. Даже введение новых скважин, увеличивающих дебит и снижающих общую обводненность по месторождению, практически не сказывается на общем виде характеристик вытеснения.
Отмечается, что разработка месторождения характеризуется низкими значениями текущего коэффициента нефтеизвлечения и темпа отбора нефти от НИЗ, что связано с сильным падением пластового давления на начальном этапе разработки и отставанием эксплуатационного бурения от проектного. В целом, делается вывод, что данная система разработки, основанная на изотропной гидродинамической модели, является нерациональной и нуждается в корректировке.
Вторая часть главы содержит анализ эффективности процесса разработки с учетом горизонтальной анизотропии проницаемости. На основании проведенного анизотропного гидродинамического моделирования был проведен анализ системы заводнения методом трубок тока. В результате моделирования были получены распределения потоков от нагнетательных скважин к добывающим и выявлены зоны, не вовлеченные в разработку, а также добывающие скважины, не имеющие поддержки от нагнетательных скважин. С учетом полученных количественных параметров анизотропии произведено сравнение показателей разработки для изотропной и анизотропной моделей. Точность адаптации истории работы скважин по анизотропной модели существенно лучше. С учетом модели предложена уплотняющая сеть скважин, при этом дополнительные и действующие скважины объединены в 5-точечные схемы, ориентированные вкрест выявленного направления анизотропии для более надежного отбора продукта.
На основании полученных данных по анизотропии проницаемости были спланированы рекомендации по прогнозу разработки месторождения. Увеличение добычи жидкости из пласта потребует компенсации отбора и увеличение закачки системы ППД. В северной части месторождения в зоне ожидаемого прироста нагнетательные скважины отсутствуют. Поэтому после увеличения отборов в результате недокомпенсации произойдет падение дебитов. По уточненной гидродинамической модели влияние законтурной области в восточной части незначительно. Чтобы избежать падения пластового давления следует ввести дополнительную нагнетательную скважину. Заключительная третья часть главы 4 связана с оптимизацией режимов работы эксплуатационных скважин на основе анизотропной модели. Входными данными для оптимизации служили материалы интерпретации гидродинамических исследований, на основе которых был
определен потенциальный дебит скважины, осуществлен подбор скважинного оборудования, сделан прогноз работы оборудования в условиях изменения текущих параметров добычи.
В заключении перечисляются основные результаты исследований, полученных в плане оценки количественных характеристик - величины и направления - горизонтальной анизотропии коллекторов нефти и газа по комплексу данных геофизических исследований скважин и гидродинамического моделирования на примере месторождения Кисимбай. Отмечается, что анизотропная флюидодинамическая модель месторождения Кисимбай, по сравнению с изотропной, более точно отражает закономерности перетоков жидкости в пределах изученного горизонта и позволяет вести более надежную адаптацию эксплуатационных скважин и направленно планировать мероприятия по увеличению нефтеотдачи.
Литолого-петрофизическая и фильтрационная анизотропия коллекторов различных месторождений
В качестве примеров проявления анизотропии проницаемости и влияния ее на разработку месторождений рассмотрим материалы [34,36 - 39, 53 - 56, 88, 101, 102, 105, 109, 110] изучения пространственной литолого-петрофизической неоднородности коллекторов нефтяных и газовых месторождений, выполненных на различных объектах нефтегазоносных провинций мира. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Большой объем исследований на месторождениях юго-восточной части Западной Сибири выполнен на базе палеомагнитно-петрофизической лаборатории кафедры геофизических методов поисков и разведки МПИ Томского политехнического университета, кафедры петрографии Томского государственного университета и лаборатории физики пласта ОАО ТомскНИПИнефть[34, 53, 54, 55, 56 ]. Исследования были проведены в различном объеме на керне Крапивинского, Вахского, Игольско-Талового, Северо-Васюганского и Южно-Черемшанского месторождений, а также серии площадей юго-восточной части Нюрольской впадины (Калиновая, Северо-Калиновая, Солоновская и др.).
При исследовании месторождений нефтегазоносного горизонта зоны контакта чехла и фундамента практически единственным достоверным способом изучения крутопадающих толщ палеозоя является определение элементов залегания пород по керну, ориентированному палеомагнитным методом. Такие исследования выполнены на различных месторождениях Нюрольской впадины (Калиновое, Северо-Калиновое, Герасимовское, Северо-Останинское, Солоновское). Полученные азимуты простирания и падения слоистости однозначно указывают на северо-западное направление основных складчатых структур палеозоя, а также позволяют определить соотношение внутреннего тектонического строения доюрских толщ с их погребенным рельефом. Обращенные морфоструктуры установлены для Калинового и Солоновского эрозионно-тектонических выступов. Использование материалов по элементам залегания палеозойских толщ по Солоновскому месторождению позволило проследить зоны распространения различных литотипов пород, в том числе и коллекторов на поверхности палеозоя. Таким образом, восстановление пространственной ориентировки керна дает возможности более достоверного прогнозирования и моделирования залежей нефти и газа.
Основные залежи нефти и газа западной части Томской области сосредоточены в коллекторах верхнеюрских отложений васюганской свиты, объединяемых группой песчаных пластов Ю. С этим продуктивным горизонтом связаны основные перспективы обнаружения новых месторождений. Материалы разведочного и эксплуатационного бурения и испытания пластов показывают, что верхнеюрские коллекторы отличаются резкой дифференциацией эксплуатационных свойств пород. Причины, формы проявления и механизм образования пространственной неоднородности указанной группы коллекторов необходимо изучать для успешной разработки месторождений. Ниже показаны примеры изучения конкретных месторождений,
Крапивинское месторождение. Сложность проблемы и отсутствие общепринятых методических приемов потребовали выработки специального комплексного подхода к ее решению. Методологически процесс исследований включал в себя восстановление пространственной ориентировки образцов керна палеомагнитным методом, изучение литолого-структурных особенностей отложений с применением ориентированных шлифов, включая микроструктурный анализ по кварцу, определение комплекса фильтрационно-емкостных (пористость, проницаемость) и петрофизических (плотностных, упругих и магнитных) свойств с измерением анизотропии магнитных и упругих параметров пород. Исследования были выполнены по представительной коллекции образцов керна (29 шт.) нефтенасыщенного коллектора Ю3 4, вскрытого изученными в анизотропном отношении скважинами 222 и 187 на Крапивинском месторождении. Объект является типичным для залежей углеводородов юго-восточной части Каймысовского свода [38, 53, 55, 57].
Песчаники пласта ЮіМ отличаются по литологическому составу, гранулометрии и петрофизическим свойствам, что позволяет выделить в нем три горизонта с резкими границами на отметках 2737,5 м и 2744,5 м (Рисунок 2). Песчаники основания пласта (горизонт "А") представлены полевошпато-кварцевыми и кварц-полевошпатовыми граувакками. Вверх по разрезу отмечается увеличение в составе песчаников обломков кварца и смена их литологического состава от полевошпато-кварцевых граувакк, через граувакко-аркозы до мезомиктовых кварцевых с максимальным содержанием кварца до 67%. В этом же направлении устанавливается постепенное уменьшение в составе песчаников аллотигенных полевых шпатов, представленных ортоклазом, олигоклазом и в меньшей степени микроклином. Среди обломков пород можно выделить две группы: пластичные обломки - аргиллиты, глинистые сланцы, слюдистые сланцы, редкие метаандезиты и жесткие - силициты кварц-халцедоновые, кварциты, микропегматиты, соотношения между которыми заметно изменяются. В частности, устанавливается резкое увеличение доли пластичных литокластов в песчаниках горизонта "А". В незначительных количествах в песчаниках присутствует мусковит, биотит.
Качественная и количественная интерпретация данных геофизических исследований скважин
Во всех 37 скважинах, пробуренных на месторождении, проведен стандартный комплекс ГИС, включающий следующие виды каротажа: стандартный каротаж (КС, ПС), кавернометрия, боковое каротажное зондирование (БКЗ), микрозондирование (МКЗ), боковой (БК) и микробоковой (МБК) каротажи, индукционный (ИК) и радиоактивные методы (РК-ГК, НГК, ННК). Для контроля за техническим состоянием скважин проводились инклинометрия и акустическая цементометрия.
Качество геофизического материала в целом удовлетворяет требованиям существующей инструкции. По ряду скважин встречаются случаи слабо дифференцированной кривой ПС, что связано с минерализацией пластовых вод и бурового раствора. Этот недостаток восполняется показаниями естественной гамма-активности. Исследования ГИС проводились в скважинах, пробуренных на высоко минерализованных глинистых растворах. Параметры раствора следующие: удельный вес раствора равен 1,14- 1,28 г/см , вязкость 30-90 спуаз. Сопротивление бурового раствора колеблется в пределах 0,035 - 0,6 ом.м. Средняя температура на уровне продуктивного горизонта, замеренная в процессе опробования, составляет 60-63С. В гидрогеологическом плане месторождение Кисимбай приурочено к области проявления элизионного режима. Оно значительно удалено от современных областей инфильтрационного питания подземных вод нижнего мела и верхней юры. В гидрохимическом отношении месторождение приурочено к зоне высокоминерализованных хлоркальциевых вод [89].
В плане геотермического районирования Арало-Каспийского региона оно размещается в южной части гидрогеологического района, для которого характерно относительно повышенные значения геотермического градиента и сравнительно неглубокое залегание изотермической поверхности-+50С. В разрезе месторождения вскрыты и опробованы пластовые воды нижнего мела (скважины 1,6,9) и верхней юры (скважина 6). По химическим анализам пластовые воды нижнего мела характеризуются солесодержанием от 108,2 (скв.1) до 157-175,2 г/л. Максимальная минерализация вод отмечена в скважине 6. Воды метаморфизованные (rNa/rCl составляет 0,77-0,91). В отдельных пробах наблюдается повышенное содержание сульфатов. Имеющиеся данные позволяют считать за величину средней минерализации вод нижнемелового продуктивного горизонта 175-180 г/л. Для выполнения электрических методов применялась аппаратура: КСП-1,2, ТБК, АИК-3,4,5, АБКТ, Э-1, МДО-3,2, КМБК-2, МБК. Методы определения диаметра скважин выполнены аппаратурой СКС, КС-3. Акустический каротаж - СПАК-6. Радиоактивный - приборами ДРС-3, Качества цементирования определялось акустическим методом АКЦ, положение ствола - методом инклинометрии с аппаратурой КИТ-А.
Все диаграммы каротажа были переведены в цифровую форму и подвергнуты интерпретации в поточном режиме в программном пакете PRIME. В отличие от интерпретации прошлых лет поточечный режим позволяет создать приемлемую цифровую основу для последующего геологического и петрофизического моделирования в современных программных пакетах типа PETREL, GEOFRAME, ECCLIPSE. Интерпретация проведена по следующей схеме.
Выделение коллекторов и оценка эффективных толщин. Продуктивная часть разреза представлена карбонатно-алевролитовой породой. Содержание глинистого материала незначительно. По данным лабораторных анализов керна по скважинам 8, 9, 34 содержание глинистого материала не превышает 20% и только отдельные точки расположены выше. Превалируют значения до 10% независимо от величины пористости. Содержание СаСОз также независимо от пористости и проницаемости в образцах изменяются в пределах 40-90%, при наиболее вероятных значениях 50-80%.
По геофизической характеристике продуктивная часть разреза делится на 3 части: верхняя, нижняя более высокопористая и менее пористая -средняя часть разреза. Это четко и уверенно видно на кривых сопротивления и данных акустического каротажа.
Сопротивление пластов сравнительно невысокое, до 11 ом.м. Превалируют значения до 2 ом.м, средняя часть имеет сопротивление несколько выше. На кривых МКЗ, МБК, ГК им соответствует характеристика коллектора, т.е. низкие значения ГК, МБК, положительное приращение на кривых МКЗ.
Кроме прямых признаков при выделении коллектора использовался количественный критерий - нижняя граница пористости, т.е. величина, выше которой пласт является коллектором. Величина нижней границы пористости получена по данным «керн-керн». Проведена разбраковка керна по классам пористости и проницаемости. По результатам анализа получена величина нижнего предела, равная 9,4%. Эта величина была принята за основу выделения эффективной толщины коллектора. Определение коэффициента пористости. На месторождении Кисимбай пористость определялась по данным метода сопротивлений, акустического и нейтронного каротажей, с опорой на материалы исследовании открытой пористости керна. Определение пористости по данным сопротивления определялась по скважинам 3, 4, 5, 8, 9. Исходными данными служили: сопротивление пласта при 100% заполнении его пор водой, сопротивление пластовой воды, которая определялась по данным химического анализа пластовых вод с учетом температуры пласта и равна 0,032 ом.м, а также зависимости Рп = f(Kn), которая получена на образцах керна и имеет вид Рп = 1.08/Кпш Для получения пористости по акустике (метод среднего времени пробега упругих волн) необходимо иметь зависимость ДТ от Кп. Для качественной интерпретации кривой ДТ необходимо в каждой скважине проверить показания ДТ против опорных пластов.
В продуктивной части разреза таких надежных опорных пластов нет, что создает определенную трудность при интерпретации. Была проведена работа по нормализации кривых по вышележащим глинам и нижележащим по отношению к горизонту известнякам верхней юры. По каждой скважине были построены зависимости, задавая значения конечным точкам величины Кп=1% и 45%. При этих параметрах наблюдается сходимость полученных величин пористости со значениями пористости полученной по данным этих корректировочных графиков и полученным значениям по керну скважины 34. Аналогичным образом по методике опорных пластов [29, 98] интерпретировались данные нейтронных методов. Следует отметить, что между коэффициентами пористости по акустике и нейтронным методам наблюдаются расхождения, которые могут быть связаны с влиянием вторичной пористости, обусловленной кавернами и трещинами на участках выщелачивания и доломитизации коллектора.
Литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и закономерности ее пространственного изменения
Валанжинский продуктивный горизонт месторождения Кисимбай изучен по образцам, отобранным в разведочных скважинах №№ 8,9, а также в эксплуатационной скважине № 34. Поскольку литологический состав коллекторов валанжинского горизонта имеет свои отличительные характеристики, подробнее рассмотрим анализ керна, полученного по различным скважинам.
В скважине № 8 колонковым буром пройдено 25 м в продуктивном горизонте (1586-1606м). Вынос керна составил 11,3 м, что в процентном соотношении - 56,5%. Исследовано 20 образцов, из них 7 образцов в интервале 1592-160ІМ представлены алевролитами и глинами. Глины серые, преимущественно алевритовые, известковистые. Алевролиты серые, глинистые, сильно известковистые, содержание карбонатов по этим образцам варьирует в пределах 18-43%. В интервале 1601-1606 м образец представлен алевролитом глинистым сильно известковистым с карбонатностью 59,31%, с пористостью 16%. Полная пористость образцов, представленных алевролитами в интервале продуктивной части 1598-1606м, характеризуется относительно небольшими значениями - 8-16 %, тогда как в образцах, отнесенных к известнякам, полная пористость и в тех образцах, где карбонатность выше 50%, но названных алевролитами, пористость гораздо выше - от 16 до 29%,
В скважине № 9 продуктивный горизонт по геолого-промысловым материалам находится в интервале 1583,5-1602 м, с отбором керна пройден интервал 1585-1600м при выносе керна 9,6м (64%). Здесь из общего числа (28) исследованных образцов, 10 (36%) отнесены к известнякам. Содержание карбонатов в них меняется от 63 до 80%. Полная пористость варьирует в пределах 10-16% (за исключением одного образца, где пористость 28%). В образцах керна, отнесенных к глинам и преимущественно, алевролитам карбонатность меняется от 1,2 до 75%. При этом пористость колеблется в интервале 13-29%.
Согласно существующей классификации осадочных пород к глинистым известнякам относятся: по Теодоровичу - породы с содержанием СаСОз -35-90% и глинистостью материала 30-10%. По Хворовой И.В. к чистым известнякам отнесены 95-100% содержанием карбонатного материала, к известнякам алевритистым-75-95% СаСОз + 5-25% терригенного материала, к известнякам алевритовым 50-75%- карбонатные составляющие + 25-50% терригенные породы.
По геофизическим материалам верхняя часть горизонта характеризуется относительно небольшими сопротивлениями 1-2 ом.м. Судя по характеру изменения кривых, верхний пласт сложен очень тонким переслаиванием глин, алевролитов, песчаников на карбонатном цементе и алевритистых известняков и доломитов. Наличие в разрезе валанжина последнего подтверждается керновым материалом, в том числе исследованиями образцов керна в шлифах.
Средний пласт, толщиной 3-4 м выделяется высокими сопротивлениями до 9-12 ом.м, что обусловлено наличием известняков и доломитов, кое-где (скв.46, 1, 35 ) переходящих в практически непроницаемые пропластки. С целью выяснения литологии и типа коллекторов изучаемого горизонта был отобран керн из эксплуатационной скважины 34 в интервале 1565-1582м. Общий вынос керна составил 12,3м или 72% от общей проходки с отбором керна (17м). Количественные физические характеристики образцов по 34 скважине практически идентичны результатам анализов керна разведочных скважин №№ 8, 9, за исключением соотнесения образцов к тому или иному литотипу.
По результатам литолого-петрографических исследований образцов керна из интервала 1565-1570м, который характеризует верхний (I) пласт продуктивного горизонта, коллектор представлен доломитом тонкозернистым, светло-коричнево-серым с темно-серым крапом. Состоит из агрегата размером менее 0,05 мм зерен доломита, содержащего редкие зерна кварца, глауконита, темноцветных минералов и единичные зерна светлосерой слюды. Доломит микропористый - Рисунок 48.
В шлифе опору доломита составляет агрегат зерен доломита неправильной формы с элементами ромбоэдров серого цвета с темно серыми пятнами (реликтовая окраска первичной породы) размером 0,01-0,03 мм, в редких случаях 0,05-0,1 мм. Агрегат доломита вмещает в себе угловатые зерна кварца, размером 0,03-0,06 мм-20%, в отдельных участках шлифа до 25-30% и полуугловатые зерна глауконита и трудноопределимых темноцветных минералов размером 0,02-0,05 мм до 3-5%, единичные зерна полевых шпатов и чешуйки слюды размером 0,01-0,02 мм, приуроченные к межзерновому пространству зерен доломита.
Образец из интервала 1570-1578м, освещающий средний и частично нижний пласт, представлен также доломитом тонкозернистым, светло-коричнево-серым с темно-серыми включениями, которые представляют собой редкие зерна кварца, глауконита, темноцветных минералов и единичные зерна светло-серой слюды. Доломит микропористый с кавернами выщелачивания (5-10%), образованными по скелетным остаткам удлиненной формы с округлым сечением и таблитчатой формы (полностью выщелочены).
Скелет породы составляет агрегат зерен доломита неправильной формы с элементами ромбоэдров серого цвета с темно-серыми пятнами (реликтовая окраска первичной породы) размером 0,01-0,03 мм, в редких случаях 0,05-0,1 мм. Агрегат доломита вмещает в себе угловатые зерна кварца размером 0,03-0,06 мм до 20%, в отдельных участках шлифа до 25-30%, полуугловатые зерна глауконита и трудно определимые темноцветные минералы с размером частиц от 0,02-0,05 мм общим объемом до 3-5%, единичные зерна полевых шпатов и чешуйки слюды размером 0,03 мм.
Анализ эффективности процесса разработки с учетом горизонтальной анизотропии проницаемости
Для оценки влияния фильтрационной анизотропии на процесс эксплуатации месторождения необходимо было построить уточненную гидродинамическую модель, которая должна была учесть фактические данные по характеристикам пространственной неоднородности горизонтальной проницаемости. При построении гидродинамической сетки месторождения Кисимбай с его сложным геологическим строением был выбран метод угловой точки, который позволяет: - оптимально учесть геологические особенности объекта (неоднородность, слоистость, выклинивания, замещения и т.д.); - учесть параметры фильтрационной анизотропии пласта; - не допустить резкого изменения размеров сетки внутри коллектора. В связи с небольшими размерами месторождения принято решение об использовании сетки Corner Point с размером ячеек, равными 40м х 40м (по направлению осей X и Y). Строилась единая гидродинамическая сетка на два пласта. При этом число слоев сетки было постоянным (то есть не изменялось по латерали), однако их геометрия определялась структурной моделью и параметрами анизотропии. Общее число слоев сетки составило 11. Три слоя описывают верхний пласт, один слабопроницаемую зону и семь слоев -нижний пласт. Общее число ячеек гидродинамической сетки составило около 58 тысяч. Гидродинамическая сетка с такими размерами ячеек позволяет в процессе решения фильтрационной задачи определить насыщенности и давления фаз с достаточной точностью. Выбранный размер сетки обеспечивает возможность при расчете прогнозных вариантов разработки использовать различные системы расстановки скважин.
При выполнении адаптации показателей разработки месторождения проводилась настройка модели на историю разработки. Можно выделить несколько «этапов» адаптации: 1. Первым этапом адаптации была модификация кривых относительных фазовых проницаемостей. По многим скважинам динамика обводненности не соответствует действительности. В результате чего было принято решение о модификации ОПФ. Подробное описание дано в пункте «2.2. Данные относительных фазовых проницаемостей». 2. Подбор объема законтурной области. Анализ первых результатов расчета выявил неравномерную активность законтурных вод. Это было заметно по энергетическому состоянию пласта в период адаптации Опорными данными являлись замеры пластового и забойных давлений. В модель заложено наиболее активное влияние законтурных вод в западной части месторождения, а в южной и восточной незначительное. Северная часть месторождения изолирована разломом. Её реализация на модели дала хороший результат. 3. В процессе адаптации, в районе 57, 30, 32, 28 скважин, в геологической модели была выявлена область с ухудшенными геологическими свойствами и незначительной нефтенасыщенностью. Это не согласовывалось с имеющейся промысловой информацией по вышеназванным скважинам. Для устранения вышеозначенных противоречий в данной области были модифицированы свойства геологической модели 4. Скважины 14 и 46 находятся в районе, прилегающем к разлому. Для воспроизведения дебитов по этим скважин в прилегающей области улучшена проницаемость в направлении X. 5. При адаптации забойных давлений по некоторым скважинам применялось изменение скин-факторов. В результате средний скин-фактор по всем скважинам, на адаптируемый период, равен 1.
На основании проведенного анизотропного гидродинамического моделирования был проведен анализ системы заводнения. С целью анализа эффективности системы заводнения и окончательного выбора скважин для оптимизации как нагнетательных, так и добывающих скважин с учетом характеристик анизотропии продуктивного пласта был использован подход, основанный на моделировании методом трубок тока. В результате моделирования были получены распределения потоков от нагнетательных скважин к добывающим, показанные на Рисунках 65 и 66 (толщина линий на рисунке 66 обозначает долю закачиваемого агента на данную добывающую скважину). На Рисунке явно видны зоны, не вовлеченные в разработку, в которых в дальнейшем рекомендовано бурение дополнительных скважин. Так же видно, что скважины 30 и 28 не имеют поддержки от нагнетательных скважин (Рисунок 66). С целью поддержки этих скважин рекомендуется либо перевод высокообводненной скважины 32 под закачку, либо бурение дополнительной нагнетательной скважины.
По результатам моделирования методом трубок тока были определены поровые объемы и средние нефтенасыщенности зон дренирования добывающих скважин, а так же вклад каждой нагнетательной скважины на связанные с ней добывающие. Далее был проведен анализ эффективности работы нагнетательных и добывающих скважин.
Кросс-плот, полученный нанесением нагнетаемого объема в зависимости от добытой нефти для каждой скважины дает представление об эффективности работы нагнетательных скважин. Из графиков (Рисунок 67) видно, что большинство скважин попадает в сектор между 50% и 75% эффективности и только 2 скважины (20 и 12) имеют эффективность ниже средней по всему месторождению. Таким образом, с целью увеличения добычи нефти предлагается увеличить закачку только в эффективных скважинах.
Для анализа эффективности добывающих скважин было построены зависимости дебита нефти от средней нефтенасыщенности и запасов зоны дренирования скважин - Рисунки 68 - 69. Скважины, которые попадают в сектор 5, работают неэффективно при наличии достаточно большого потенциала, а значит, могут быть рекомендованы для проведения геолого-технических мероприятий (скважины 80, 34, 16а). Скважины, попадающие в зону 2 неэффективны и не подвижных достаточного количества запасов в зоне дренирования. Скважины, попадающие в зону 3, работают достаточно эффективно, но при определенных условиях могут быть оптимизированы (скважина 37). В соответствии с рекомендациями по анализу технологических режимов предлагается провести ГТМ на скважинах 34, 37, 80.
