close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Методика оценки вторичной пустотности и прогнозирование интенсивности притока карбонатных коллекторов (на примере месторождения им. РТребса)

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
Шуматбаев Кирилл Дмитриевич
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ВТОРИЧНОЙ ПУСТОТНОСТИ И
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ ПРИТОКА
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
(на примере месторождения им. Р.Требса)
Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и
газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
Диссертации на соискание ученой степени
кандидата геолого-минералогических наук
Уфа – 2018
Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью
«БашНИПИнефть».
Научный руководитель:
Масагутов Рим Хакимович,
доктор геолого-минералогических
наук, профессор, ПАО АНК
«Башнефть», заместитель директора
департамента-начальник отдела
управления запасами и геологоразведочных работ
Официальные оппоненты:
Некрасов Александр Сергеевич,
доктор геолого-минералогических
наук, профессор, Филиал ООО
«ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ПермНИПИнефть» в г. Перми,
главный научный сотрудник
Исмагилов Рустем Айратович,
кандидат геолого-минералогических
наук, Институт геологии УФИЦ РАН,
старший научный сотрудник
Ведущая организация:
Федеральное государственное
бюджетное предприятие
Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной
институт (ВНИГНИ)
Защита состоится «27» июня 2018 г. в 16:00 часов в конференц-зале
на заседании объединенного диссертационного совета Д 999.129.02 на
базе АО НПФ «Геофизика», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный
нефтяной технический университет» по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8
Марта, д. 12.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке АО НПФ
«Геофизика», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной
технический университет» и на сайте http://www.npf-geofizika.ru.
Автореферат разослан «______»____________2018 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
Беляева Альбина Сагитовна
2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследования
Основные невыработанные к настоящему времени в России, как и
в мире, запасы нефти приурочены к залежам, относящимся к карбонатным отложениям. Коллекторы в них характеризуются сложным строением пустотного пространства, обусловленным как процессами образования, так и постседиментационными преобразованиями. На сегодняшний
день на практике, как правило, при подсчете запасов и составлении проектов разработки применяется подход, основанный на определении общего объема пустотного пространства коллекторов без разделения на его
составляющие – поры, каверны и трещины. Для планирования и контроля
за разработкой месторождений со сложной структурой пустотного пространства коллекторов при построении геолого-гидродинамических моделей необходимо дифференцировать коллекторы по фильтрационноемкостным свойствам (ФЕС) и структурным особенностям строения пустотного пространства и закладывать отдельно величины или долю пустотного пространства, приходящуюся на каждую из составляющих. Существует множество методов и методик оценки составляющих вторичной
пустотности по данным керна и геофизических исследований скважин
(ГИС), но при их сопоставлении между собой получаются противоречивые, а в ряде случаев диаметрально противоположные результаты.
В работе на примере месторождения им. Р.Требса, расположенного в Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (НГП), коллекторы
которого обладают пустотным пространством сложного строения, трещинно-каверново-порового типа, приводится обоснование методов лабораторных исследований керна и методов ГИС, необходимых для всестороннего изучения строения пустотного пространства коллекторов, последующая типизация коллекторов и прогнозирование интенсивности притока на основе обобщения комплексных исследований керна, ГИС и промысловых геофизических исследований (ПГИ).
Тема работы и содержание исследований соответствуют пунктам 2
и 3 области исследований, определяемой паспортом специальности
25.00.12 – «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»: Пункт 2. «Прогнозирование, поиски, разведка и геологоэкономическая оценка месторождений: методология прогнозирования,
оценки ресурсов и подсчет запасов нефти и газа»; Пункт 3. «Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений».
Степень разработанности темы
Существующие методические подходы не позволяют всесторонне
охарактеризовать структуру пустотного пространства коллектора, учитывающую в полной мере количественную и морфологическую составляющие вторичной пустотности коллектора, и в дальнейшем перейти к про3
гнозированию интенсивности притока из коллектора по данным керна,
ГИС и гидродинамических исследований скважин (ГДИС).
Изучение сложнопостроенных карбонатных коллекторов в разные
годы проводилось Абдухаликовым Я.Н., Авдусиной П.П., Аксельродом
С.М., Александровым Б.Л., Арчи Г.И., Багринцевой К.И., Басиным Я.Н.,
Безбородовой Р.С., Богомоловой А.Ф., Бурлиным Ю.К., Быковым В.Н.,
Вендельштейном Б.Ю., Виссарионовой А.Я., Вишняковым С.Г., Гмид
Л.П., Данхемом В., Дахновым В.Н., Денком С.О., Дзебань И.П., Добрыниным В.М., Золоевой Г.М., Интербергом С.С., Киркинской В.Н., Козяром В.Ф., Котяховым Ф.И., Кринари А.И., Кузнецовым В.Г., Ларионовым
В.В., Лебедевым А.П., Леви С.Ю., Лерманом Б.И., Лусиа Ф. Дж., Максимовичем Г.А., Марьенко Ю.И., Нечай А.М., Озолиным Б.В., Пестриковым А.С., Петерсилье В.И., Ручкиным А.В., Смеховым Е.М., Теодоровичем Г.И., Топорковым В.Г., Тиаб Дж., Фармановой Н.В., Фолк Р., Ханиным А.А., Хворовой И.В., Швецовым М.С., Шнурманом Г.А., Царевой
Н.В., Цветковой М.А., Aguilera R, Nelson R.A. и др.
Цели и задачи работы
Разработка методики оценки вторичной пустотности по данным
лабораторных методов исследования керна и комплекса ГИС для получения полноценного описания структуры пустотного пространства рассматриваемых коллекторов и последующего повышения качества оценки
геологических запасов, выработка критериев для типизации рассматриваемых коллекторов для прогнозирования интенсивности притока.
Для достижения поставленной цели в диссертации решались следующие задачи:
1 Анализ результатов работ предшествующих исследователей по
вопросам, посвященным строению сложнопостроенных карбонатных
коллекторов.
2 Изучить особенности строения пустотного пространства коллекторов отложений D1 и S2 месторождения им. Р.Требса на основе анализа
результатов лабораторных исследований керна, направленных на изучение вторичной пустотности.
3 Оптимизировать комплекс лабораторных исследований керна
применительно к изучаемым коллекторам.
4 На основе анализа результатов проведенных в скважинах месторождения им. Р. Требса стандартных и специальных методов ГИС разработать и рекомендовать оптимальный комплекс ГИС для получения информации о структуре пустотного пространства рассматриваемых коллекторов в разрезе скважин.
5 Разработать критерии для типизации рассматриваемых сложнопостроенных карбонатных коллекторов месторождения им. Р.Требса по
интенсивности притока.
4
Научная новизна
1 Впервые разработана методика оценки вторичной пустотности
сложнопостроенных карбонатных коллекторов отложений нижнего девона и верхнего силура по данным изучения керна, результатам интерпретации стандартного и специального комплекса ГИС, учитывающая размеры изучаемых объектов и разрешающую способность методов исследования. Обоснованы отсечки времени релаксации Т2, необходимые для
определения каверновой пористости по данным ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), раздельно для отложений нижнего девона и верхнего силура
месторождения им. Р.Требса.
2 Предложена модель пустотного пространства и классификация
коллекторов отложений нижнего девона и верхнего силура, учитывающие разнообразие в размерах и сообщаемости составляющих элементов
пустотного пространства и позволяющие прогнозировать интервалы интенсивного притока на основании сопоставления данных лабораторного
изучения керна, результатов интерпретации ГИС и ГДИС с работой коллекторов по данным ПГИ.
Теоретическая и практическая значимость работы
Теоретическая значимость работы заключается в научном обосновании комплекса лабораторных исследований керна и ГИС, необходимых
для получения всесторонней информации о строении вторичной пустотности сложнопостроенных карбонатных коллекторов и разработке методики дифференциации сложнопостроенных карбонатных коллекторов по
добывным возможностям по данным керна, ГИС и ГДИС.
Практическая значимость работы заключается в следующем:
1 Разработана методика изучения структуры пустотного пространства сложнопостроенных карбонатных коллекторов, направленная на
повышение качества моделирования для оптимизации разработки рассматриваемых сложнопостроенных коллекторов с обоснованием отсечки
времени релаксации Т2 каверн (Т2_кав), необходимой для определения
каверновой пористости по данным ЯМК. Интерпретация данных ЯМК с
предложенными отсечками позволяет более точно определять величину
каверновой пористости.
2 Предложена концептуальная модель пустотного пространства,
которая реализована при построении геолого-технологических моделей
месторождения им. Р.Требса. Проведённая типизация коллекторов нижнего девона и верхнего силура по интенсивности притока позволила повысить качество адаптации геолого-гидродинамических моделей, увеличить достоверность расчета технологических показателей разработки
месторождений и эффективность планирования бурения скважин и геолого-технологических мероприятий (ГТМ).
5
Методы исследований
Для решения поставленных задач проводились теоретические исследования в области изученности сложнопостроенных карбонатных
коллекторов, анализ результатов лабораторных исследований керна,
стандартных и специальных методов ГИС, использовались результаты
математического и геолого-гидродимического моделирования. Проведен
комплексный анализ и обобщение геологических, лабораторных, промысловых и геофизических данных, результатов опробования пластов и работы скважин.
Положения, выносимые на защиту
1 Качественная и количественная характеристика вторичной пустотности коллекторов отложений D1 и S2 месторождения им. Р.Требса.
Величина отсечки времени релаксации каверновой составляющей
(Т2_кав) отдельно для отложений D1 и S2 месторождения им. Р.Требса
для задач интерпретации данных ЯМК.
2 Модель пустотного пространства сложнопостроенных карбонатных коллекторов на основе экспериментальных данных компьютерной
томографии (КТ) полноразмерных образцов керна в комплексе с другими
исследованиями. Классификация сложнопостроенных карбонатных коллекторов и критерии для дифференциации интервалов по интенсивности
притока отложений D1 и S2 месторождения им. Р.Требса.
Степень достоверности и апробация результатов
Достоверность и обоснованность научных выводов и практических
рекомендаций, изложенных в работе, базируется на использовании теоретических и методических положений, сформулированных в работах
российских и зарубежных ученых, применении широко апробированных,
а также оригинальных методов и методик экспериментальных исследований, осуществленных на оборудовании, прошедшем государственную
поверку.
Основные результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах: конференция под эгидой ЕАГО «Нефтегазовая
геология и геофизика -2014» (г. Калининград 26-30 мая 2014г.); конференция под эгидой SPE «Разработка месторождений с карбонатными отложениями новые рубежи» (Москва, 30-31 марта 2015г.); семинар под
эгидой SPE «SPE Bergen One-Day Seminar» (Bergen, Norway 20 апреля
2016г.); конференция под эгидой SPE: «ПЕТРОФИЗИКА XXI: Навстречу
новым вызовам» (Петергоф, 06-07 июня 2016г.); конференция «Геомодель 2017» под эгидой EAGE (Геленджик, 11-14 сентября 2017г.); Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (Москва, 16-18 октября 2017г.); петрофизический научный семинар «Современные подходы интерпретации данных ГИС, исследований керна и петрофизического
моделирования» (Тюмень, 01-02 ноября 2017г.).
6
Публикации
Основное содержание диссертации опубликовано в 13 печатных
трудах, пять из которых в рецензируемых изданиях, входящих в перечень
ВАК Министерства образования и науки РФ.
Объем и структура работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 157 наименований; содержит 152 страницы, в том числе 102 рисунка, 22 таблиц.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении показана актуальность темы, сформированы цели и
задачи исследований, взаимосвязь с предыдущими исследованиями, научная новизна и защищаемые положения, приведена практическая значимость работы.
В первой главе диссертации рассмотрены основные особенности
геологического строения месторождения им. Р.Требса. Отмечено, что
наиболее существенное влияние на тектоническое строение оказал предфранский перерыв в осадконакоплении, во время которого эрозией была
уничтожена существенная часть не только нижнедевонских, но и верхнесилурийских отложений. В последующие века нормальное осадконакопление нарушалось новообразованными дизъюнктивами.
При описании стратиграфии и литологии нефтяного месторождения им. Р.Требса, выполнена детализация рассматриваемых в работе отложений нижнего девона и верхнего силура. Рассматриваемые коллекторы S2 относятся к верхней пачке гребенского яруса и представлены вторичными доломитами, мелкозернистыми, неравномерно глинистыми,
миротрещиноватыми, прослоями выщелоченными. В отложениях D1
продуктивные коллекторы выделяются в отложениях овинпармского и
сотчемкыртинского горизонтов. В карбонатных овинпармских отложениях широко развиты вторичные процессы - доломитизация, трещинообразование и выщелачивание, которые положительно повлияли на формирование фильтрационно-емкостных свойств пород. Процессы выщелачивания наиболее интенсивно проявились в породах с органогенной структурой и трещиноватых разностях и привели к образованию крупных каверн
выщелачивания размером 2-10 мм. Разрез отложений сотчемкыртинского
горизонта представлен переслаиванием доломитов, мергелей, аргиллитов
и алевролитов.
В первой главе также рассмотрены особенности петрофизической
модели отложений нижнего девона и верхнего силура. С помощью проведенного анализа данных микро- и макроописания керна, минералогического состава пород и глин показано, что коллекторы D1 и S2 имеют
7
близкое строение, кроме того они имеют схожие характеристики по пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности (рисунок 1 и
2). Исключение составляют коллекторы пачки Dop2м, в которых матрица
состоит из субкапиллярных пор, заполненных капиллярно удерживаемой
водой, и не является продуктивной.
В петрофизической модели обоснование кондиционных значений
коллекторов проведено с использованием различных методик, включая
динамическую пористость, результаты опробований и испытаний, гидродинамического каротажа и опробования пластов приборами на кабеле
(ГДК и ОПК). По данным ПГИ из выделенных по граничным значениям
интервалов коллекторов в работу включается в среднем 30% от выделенных толщин. Анализ стандартных ФЕС (пористость, проницаемость, глинистость), определенных по ГИС, не выявил корреляции с работающими
интервалами.
Подтверждено сложное строение пустотного пространства коллекторов, необходимость всестороннего его изучения и учета особенностей
пустотного пространства при построении геолого-гидродинамических
моделей и последующего прогнозирования работы как каждой отдельной
скважины, так и пласта в целом.
Рисунок 1 – Зависимости
коэффициента проницаемости от
коэффициента пористости по образцам
керна D1 и S2
Рисунок 2 – Зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от
коэффициента пористости по образцам
керна D1 и S2
Анализ современного состояния изученности карбонатных коллекторов показал, что сложное строение структуры пустотного пространства
8
сформировалось в результате постседиментационных процессов – растрескивания, выщелачивания, доломитизации, перекристаллизации,
сульфатизации и других, способствующих развитию вторичной пористости. Выщелачивание рассматривается как один из основных процессов,
увеличивающих емкостные свойства коллекторов в карбонатном разрезе
(Гмид Л.П., Леви С.Ю., Теодорович Г.И., Вишняков С.Г., Чепиков К.Р.,
Багринцева К.И., Смехов Е.М, Максимовича Г.А., Быков В.Н. и др.).
При изучении типов пустотного пространства в карбонатных коллекторах большое внимание многими исследователями уделяется изучению закономерностей формирования трещин. О происхождении и механизме образования трещиноватости горных пород существуют различные
представления. Исследователями отмечено, что интенсивность трещиноватости в отдельных участках структуры зависит от тектонических условий, а интенсивность развития трещин по разрезу – от литологического
фактора. Наибольшая трещиноватость по разрезу сосредоточена на границах пород с разным литологическим составом, т.е. с различным механическими свойствами.
В литературе отмечено, что прямым признаком трещиноватости
пород в разрезе скважин служат их дебиты: наибольшие притоки наблюдаются в скважинах, расположенных в сводовой и присводовой частях
структур. Отмечается и закономерное увеличение трещиноватости в
скважинах, находящихся вблизи тектонических нарушений и разломов.
Здесь густота трещин увеличивается в 2 – 3 раза, по сравнению с ненарушенными участками, поэтому в них увеличиваются и дебиты.
Данные разных исследователей показывают, что емкость собственно трещин в карбонатном коллекторе невелика: величина трещинной
пористости, как правило, не превышает 1%. Основной емкостью для нефти и газа в большинстве карбонатных коллекторов служат вторичные
пустоты выщелачивания и межзерновое пространство блоков (матрица).
Трещиноватость определяет фильтрационные свойства карбонатных пород.
В работах, посвященных изучению вторичной пустотности, подчеркнуто, что каверны необходимо дифференцировать по генезису, поскольку они оказывают различное влияние на формирование емкости и
проницаемости, на:
– «вновь образованную» - кавернозность развивается в плотных
низкопористых породах за счет движения растворов и существенного
расширения полостей пустот, при этом образуются не собственно карстовые полости, а так называемые закарстованные трещины;
– «унаследованная» - кавернозность развивается в пористопроницаемых породах, в которых происходят выщелачивание и растворение по первичным сидиментационным порам.
9
Обзор классификаций карбонатных коллекторов показал, что существующие классификации делятся на следующие группы: региональные – позволяют правильно ориентироваться в процессе изучения коллекторов при поисковых работах; общие – принципиальные схемы классификации коллекторов; оценочные – при разведочных работах. Наиболее удобны оценочные классификации по вещественному, минеральному
или литологическому составу, по численным значениям петрофизических
параметров и/или структуре пустотного пространства.
На основе проведенного анализа строения карбонатных пород
коллекторов и учета их вторичных преобразований диссертантом сделан
вывод о том, что для повышения качества описания свойств сложнопостроенного карбонатного разреза целесообразно применять оценочные
классификации с уточнением границ классов или типов на условия конкретного месторождения. В качестве основы для составления оценочных
классификаций целесообразно использовать классификации Б.Л. Александрова и И.П. Дзебаня с настройкой диапазонов петрофизических
и/или геофизических свойств к условиям конкретного месторождения.
Для дифференциации карбонатных коллекторов по интенсивности притока, помимо емкостных свойств, получаемых по ГИС, необходимо применять весь спектр имеющейся информации, включающей керн, ГДИС и
ПГИ с применением классификации, основанной классификациях Е.М.
Смехова, К.И. Багринцевой и R.A. Nelson.
Во второй главе приведен анализ результатов лабораторных исследований керна месторождения им. Р.Требса, направленных на изучение вторичной пустотности.
Для изучения особенностей строения пустотного пространства
коллекторов реализован комплекс лабораторных исследований керна, на
рисунке 3 приведены методики исследования, размеры исследуемых образцов и получаемая информация.
В результате анализа данных лабораторных исследований керна
установлено, что разница в величинах вторичной пористости по разным
исследованиям вызвана следующими факторами: разницей размеров
(шлиф, стандартный, полноразмерный и др.) и/или особенностями (возможностями) методики исследования и/или разномасштабностью методов.
Установлено, что при каждом виде исследований наибольший
вклад в величину каверновой пористости вносят максимально крупные
пустоты, который можно зафиксировать по каждому из методов. Показано, что для всестороннего качественного и количественного изучения
вторичной пустотности по керну необходимо применять компьютерную
томографию (КТ) полноразмерных образцов в комплексе с остальными
исследованиями.
10
Рисунок 3 – Комплекс лабораторных исследований керна при изучении
структуры пустотного пространства карбонатных коллекторов
месторождения им. Р.Требса
Комплексный анализ результатов исследований пустотного пространства коллекторов и детализация особенностей, приводящих к расхождению между методами, позволил построить схематическую модель
пустотного пространства коллекторов D1 и S2:
- в интервале D1 по микротрещиноватости неравномерно развиты
крупные каверны;
- в интервале S2 по микротрещиноватости равномерно развиты
крупные поры, мелкие и средние каверны.
В третьей главе приведены результаты анализа существующих
методов, критериев и способов выделения и дифференциации сложнопостроенных карбонатных коллекторов по структуре пустотного пространства по ГИС (всего проанализировано 50 методов и методик) применительно к условиям месторождения им. Р.Требса. Показано, что для выделения интервалов коллекторов по данным ГИС только прямых качественных признаков недостаточно, ввиду глубокого проникновения как
фильтрата бурового раствора, так и самого бурового раствора, отсутствия
глинистых корок в интервале коллекторов. Поэтому при выделении коллекторов наилучшие результаты получаются с применением количественных критериев: коэффициентов пористости и глинистости. При дифференциации выделенных по количественным критериям интервалов
коллекторов по структуре пустотного пространства наилучшие результаты получаются в скважинах, где проведен современный комплекс специальных методов ГИС (имиджеры (сканеры), ЯМК, волной акустический
каротаж (ВАК)). В тех интервалах, где ствол скважины сильно разрушен
(овализация), или в скважинах, где отсутствуют специальные методы
ГИС, дифференциация коллекторов по структуре пустотного пространст-
11
ва возможна по комплексу акустического и нейтронного каротажей (АК и
НК).
В современном комплексе ГИС для определения структуры пустотного пространства и расчета их характеристик используются специальные методы – ЯМК, ВАК, имиджеры, для изучения текстурных особенностей – акустические и электрические имиджеры.
На месторождениях им. Р.Требса и А.Титова в 16 скважинах проведены геофизические исследования спецкомплексом компаний «Шлюмберже» и «Бейкер Хьюз», включающем в себя: электрический имиджер
компании Шлюмберже (FMI); ЯМК (прибор CMR); ВАК, записанный
приборами SonicScanner и XMAС.
При этом в литературе отсутствует описание методических подходов к определению времени релаксации каверн (Т2_кав) и, как правило,
условно принимается отсечка Т2_кав=750 мс.
Для точного определения каверновой составляющей коллекторов
по данным ЯМК на рассматриваемом месторождении совместно с сотрудниками геологического факультета МГУ была проведена работа по
определению отсечки Т2_кав отдельно для коллекторов D1 и S2 по результатам исследования керна сопоставлением данных микрокомпьютерной томографии (МКТ) и ядерно-магнитного резонанса
(ЯМР). Процедура подбора универсальной отсечки состоит в выборе такой отсечки для обработки ЯМР сигналов для каждого образца, чтобы
наилучшим образом коррелировали данные по каверновой пористости,
полученные по ЯМР и МКТ. Результаты подбора индивидуальных отсечек для образцов показаны на рисунке 4.
Рисунок – 4 Определение значения отсечки каверн Т2
Таким образом, получены следующие граничные значения Т2_кав
для определения каверновой пористости по данным ЯМК: для коллекто12
ров D1 – 900 мс, для коллекторов S2 – 590 мс. Выделенная на рисунке
красным контуром точка соответствует образцу 96529, исследования на
котором проведены некорректно (брак).
Проведен анализ изменения точности определения пористости каверновой составляющей (Кп_кав) в зависимости от величины отсечки Т2,
для чего рассчитанные значения каверновой пористости с применением
стандартной отсечки, равной 750 мс, и отсечек, настроенных на образцах
керна Т2 = 900 мс и Т2 = 590 мс, сравнивались со значениями каверновой
пористости, определенной на тех же образцах методом МКТ. На рисунке
5 показано, что точность определения вторичной пористости увеличилась
в два раза.
Рисунок 5 – Сравнение каверновой пористости по ЯМР и МКТ
Сопоставление результатов определения каверновой пористости
по ЯМК, выполненного автором, и по FMI с результатами КТ на керне,
показало как наличие интервалов полного совпадения данных, так и интервалов с существенным расхождением результатов. Последнее объясняется несоблюдением условий, необходимых для статистической обработки (исследованы единичные образцы керна). Кроме того, такое сопоставление не корректно из-за разномасштабности исследований, связанного с ограничениями возможностей методов. Для корректного сопоставления разномасштабных исследований, выполняемых на керне и в скважинах, необходимы данные КТ во всем интервале коллектора.
В работе рассмотрено две методики расчета Кп_кав по комплексу
данных АК-НК:
– методика В.М. Добрынина, адаптирована к условиям рассматриваемого месторождения;
– методика определения Кп_кав как разницы между общей по данным НК и межзерновой пористостью по данным АК.
Сопоставление результатов, полученных по двум методикам, со
значениями вторичной пористости, полученными по FMI и ЯМК, показало, что наилучшую сходимость имеют результаты, полученные по методике «Кп_кав = Кп_нк–Кп_ак». Этот метод и выбран в качестве основного.
13
В диссертации были получены средние значения и гистограммы
распределения каверновой пористости по ГИС, определенной по различным методам и методикам. Сопоставление средних значений Кп_кав, полученной по лабораторным исследованиям керна, специальному и стандартному комплексам ГИС приведено в таблице 1.
Таблица 1 – Средние значения каверновой пористости по результатам
лабораторных исследований керна, специального и стандартного
комплексов ГИС
Керн
Специальный ГИС
Объект
Расч.
метод
мКТ
КТ
Капиляриметр
D1op1
0.8
0.25
0.82
D1op3
1.2
0.93
1.39
S2gr1
0.86
2.12
0.91
Стандартный
ГИС
FMI
ЯМК
Sonic
Scanner
ВАК
АК
2.1
2
1.3
3.4
3.3
2.5
2.1
2.4
1.5
2.3
2.2
2
2
2.4
1.8
3
3.1
3
Как видно из таблицы, величины каверновой пористости, полученной по разным исследованиям, различаются. Во второй главе на керне
показано, что величина каверновой пористости различается из-за разрешающих способностей методов и различия размеров объектов исследований. Для понимания разницы в исследованиях проведено сопоставление как описания объектов, так и геометрических размеров исследуемых
объемов пород (таблица 2). Максимальное расхождение величин каверновой пористости по керну и ГИС наблюдается в интервале отложений
D1. Это объясняется тем, что для коллекторов отложений D1 характерны
крупные каверны, распределенные неравномерно в объеме породы, которые практически не видимы на стандартных образцах керна, и начинается постепенное их видение с увеличением размера объекта исследований
при переходе со стандартных образцов на полноразмерный керн и далее
последовательно на ЯМК, FMI. Максимальные значения получаются по
данным акустических методов. В отложениях S2 по данным керна равномерно развиты крупные поры, мелкие и средние каверны, которые уверенно определяются как по данным керна, так и по данным ГИС.
В итоге проведенного анализа результатов определения величин
каверновой пористости по керну, стандартному и специальному комплексу ГИС была составлена схема с диапазоном возможностей методов
изучения кавернозности (рисунок 6).
14
Таблица 2 – Описание объектов исследования величины каверновой пористости по методам
Керн
Объект
Расч.
метод
МКТ
КТ
ВнешКаверние КаверОбъект
ны на
кавер- ны на
исследополноны на станд.
ваний
разм.
станд. обр.
обр.
обр.
Геометр.
2,73V поро21,2
785
5,28
3
ды, см
Специальный ГИС
Капиляриметрия
FMI
ЯМК
Sonic
Scanner
Стандартный ГИС
ВАК
АК
Каверны Сектор
Неудерж. и трещ. толщин.
Интегрированная хараккапилляр. на по1см на
теристика объема поросилами
верх.
расст-и 8
ды r=0.5м и h=0.4м
флюид
стенок см от стенскв.
ки скв.
21,2
709,64
151,5
314 000
Рисунок 6 – Диапазон возможностей методов изучения кавернозности
На основании полученных данных о возможностях методов изучения вторичной пустотности позволили диссертанту разработать методику
оценки её величины по данным керна и ГИС, включающую следующее
пункты:
1. По данным керна изучается каверновый и трещинный типы пустотного пространства по представленным выше исследованиям (получаем Кп_кав, распределение по размерам, характеристики микротрещиноватости);
Для описания каверновой составляющей, применяются результаты
следующих методов:
− данные микро- и макроописание пород;
− данные МКТ имидж-анализа шлифов;
− данные КТ полноразмерных образцов керна;
15
− данные ЯМР (необходимы для обоснования времени отсечек
Т2 как для каверновой составляющей, так и для отсечек остаточной воды и глин при интерпретации ЯМК).
Для описания трещинной составляющей дополнительно применяются результаты следующих методов:
− описание трещин по шлифам;
− метод проф. К.И. Багринцевой на кубических образцах.
2. Перенос результатов исследования кавернозности по керну на
данные FMI и ЯМК с выбором метода в зависимости от масштабности
кавернозности;
3. Выбор методики определения каверновой пористости по АК на
основании сопоставления данных ВАК с FMI и ЯМК.
В четвертой главе рассмотрены проблемы дифференциации
сложнопостроенных карбонатных коллекторов по интенсивности притока. Для этого интервалы коллекторов, выделенные в результате интерпретации данных ГИС, сопоставлялись с работающими интервалами по
ПГИ. Дифференциация коллекторов проводилась на два типа: нет притока или слабый приток и основной приток. Первая группа коллекторов,
названная «слабоприточные», характеризуется отсутствием притока
флюидов или доля притока по данным скважинного термокондуктивного
индикатора притока (СТИ) или механического расходомер (РГД) не превышает 10%, вторая группа коллекторов, «приточные», характеризуется
основной долей притока из этих интервалов.
В скважинах со специальным комплексом ГИС при анализе работающих интервалов особое внимание уделено методам, дающим информацию о структуре пустотного пространства – ЯМК, FMI и ВАК.
На планшете по скв. 6ТРМ, представленном на рисунке 7, видно,
что по данным FMI в «приточном» интервале параллельно напластованию отмечаются фрагменты открытых горизонтальных трещин. Кп_вт по
FMI в интервале 4275,8-4277,4 м составляет 3-5 %, в интервале 4274,14275,8 м Кп_вт отсутствует. Кп_вт по ЯМК определен по предлагаемой в
работе отсечке T2_кав=900 мкс, в нижнем интервале составляет 1,4%, в
верхнем 1,6%. Комплексная интерпретация данных ГИС и изображений
керна в дневном и ультрафиолетовом свете, фотографии представлены на
рисунке 8, позволила разобраться в разнице величинах вторичной пористости в «приточном» интервале между методами. Разница вызвана тем,
что вторичная пустотность отличается по структуре: в верхнем интервале
по напластованию равномерно развиты крупные поры и каверны выщелачивания, в нижнем интервале по трещинам неравномерно развиты каверны выщелачивания. Интенсивность свечения керна в ультрафиолетовом свете в верхнем интервале косвенно свидетельствует о высоких
фильтрационных свойствах коллектора, голубоватый цвет говорит о глу16
боком проникновении бурового раствора в керн. В «слабопроточном»
интервале на качество специальных методов ГИС сильное отрицательное
влияние оказало разрушение стенок ствола скважины, данные признаны
браком. Прямым подтверждение этого является сопоставление данных
Кп_вт по керну и FMI.
Рисунок 7 – Фрагмент планшета скважины 6ТРМ месторождения
им. Р.Требса с данными специального комплекса ГИС и ПГИ
Рисунок 8 – Фотографии керна в дневном и ультрафиолетовом свете
скв. 6ТРМ
Комплексный анализ работы коллекторов по ПГИ на основе расширенного комплекса ГИС также рассмотрен на примере «высокопродуктивной» скважины 2021, рисунок 9. На представленном планшете
видно, что основной работающий интервал коллектора 4128,6-4131,8 м
характеризуется высокой величиной вторичной пористости по FMI,
17
Кп_вт=2,1-4,9 %, при этом проводящих трещин по FMI не обнаружено.
На качество данных ЯМК отрицательное влияние оказало разрушение
стенок скважины, поэтому вторичная пористость определена только в
интервале 4130,2-4131,8м и составила 2,4%. На основе понимания масштабности исследования методов, подробно представленного в главе 3,
выделение «приточных» интервалов можно проводить по превышению
вторичной пористости по FMI над ЯМК. В интервале 4123,0-4124,7 м
данный принцип также хорошо работает. Коллектор в интервале 4121,54123,0 м, который по выше описанной методике выделяется как «приточный», по параметру относительной глинистости отнесен к коллектору
с ухудшенными свойствами и отнесен в разряд «слабоприточных».
Рисунок 9 – Фрагмент планшета скважины 2021 месторождения
им. Р.Требса с данными специального комплекса ГИС и ПГИ
Таким образом, следует отметить, что применение только специальных методов не дает гарантии объективной дифференциации коллекторов по добывным возможностям, т.к. на их качество оказывает влияние
состояние ствола скважины и они недоучитывают все особенности в
строении пустотного пространства коллекторов.
Для дифференциации коллекторов по добывным возможностям в
скважинах, где отсутствует специальный комплекс ГИС, проведен анализ
возможности разделения коллекторов на «приточные» и «слабоприточные» по данным результатов интерпретации стандартного комплекса
ГИС. Для анализа выбраны следующие параметры: коэффициенты общей
пористости по НК, относительной глинистости и вторичной пористости.
Распределение рассматриваемых параметров в «приточных» и
«слабоприточных» интервалах, приведенное на рисунке 10, показало, что
для «приточных» интервалов характерны более высокие значения Кп и
Кп_кав, и низкие значения ηгл.
18
(а)
(б)
(в)
Рисунок 10 – Распределения Кп(а), Кп_вт(б) и ηгл(в) для «приточных» и
«слабоприточных» коллекторов
Критерии для разделения коллекторов на «приточные» и «слабоприточные» определены путем построения кумулятивных распределений
параметров для каждого из классов и приведены в таблице 3 и на рисунке
11.
Таблица 3 – Критерии дифференциации коллектор по интенсивности
притока
Вероятность получения интенсивных притоков
Параметр
Крайне
низкая
4 – 4,5
<1
>25
Кп, %
Кп_кав, %
ηгл, %
Низкая
Средняя
Высокая
4,5 – 7
1 – 2.5
25 – 15
7–8
2.5 – 4
15 – 5
>8
>4
0–5
При этом необходимо отметить, что точность дифференциации
приточных интервалов можно повысить за счет использования всего
комплекса информации, включающего помимо данных ГИС и спец-ГИС,
корреляционные сопоставления и данные работ по литологофациальному моделированию.
(а)
(б)
(в)
Рисунок 11 – Кумулятивные распределения Кп(а), Кп_кав(б) и ηгл(в) в
«приточных» и «слабоприточных» коллекторах
Анализ динамики показаний эксплуатационных скважин, разрабатывающих основной пласт D1op1, показал, что скважины по динамике
падения дебита жидкости, обусловленной поведением пластового давления, разделяются на две группы, условно названные «высокопродуктивные» и «низкопродуктивные».
19
Средние значения, диапазоны параметров и суммарные эффективные толщины отдельно для «приточных» и «слабоприточных» коллекторов, выделенных по приведенным выше критериям в рассматриваемых
«высокопродуктивных» и «низкопродуктивных» скважинах, представлены в таблице 4. Различие по продуктивности между группами скважин
заключается в разной величине эффективных толщин «приточных» коллекторов, в «высокопродуктивных» их больше.
«низкопродуктивные»
«высокопродуктивные»
Таблица 4 – Параметры по группам «высокопродуктивных» и «низкопродуктивных» скважин
Номер
скв.
2017
2020
11ВАР
4ВАР
среднее
2008
2009
2012
2013
2015
среднее
Кп, д.е.
Кп_кав, д.е
ηгл, д.е.
5,8/4-8,0
6,3/4-10,3
6,6/4-11,1
6,9/4,5-11,9
6,4
5,9/4-8,1
6,2/4,1-13,8
6,1/4,5-7,9
6,2/4,2-9,5
5,9/4-8,5
6,1
2,2/1,2-3,7
2,1/0,5-5,7
1,8/0,4-4,5
1,9/0,5-5,1
2
2/1,2-3,5
3,5/1,3-6,8
1,2/0,5-2,3
2,1/0,5-5,3
2,8/1,6-5,2
2,3
27,2/7,2-48,5
19,9/1,1-38,2
20,9/6-37,2
11,9/0-29
20
27,5/7,2-49,6
18,7/4-35,8
5,7/0-18,4
19,4/2,3-40,7
16,2/3,7-31,7
0,175
"приточные", м
5,8
7,5
6,8
7,3
6,9
1,2
3,6
2,7
4,9
2,4
3
«слабоприточные», м
15,6
16,2
17
8,7
14,4
14,8
10,3
4,9
8,7
16,3
11
В результате проведенного анализа макро- и микроописания керна,
результатов лабораторных исследований и ГИС была уточнена
схематическая модель пустотного пространства коллекторов D1 и S2.
Модель отражает особенности отложений D1 и S2:
- в интервале D1 по трещинам и микротрещинам неравномерно
развиты крупные, средние и мелкие каверны и крупные поры,
«приточные» и «слабоприточные» интервалы отличаются по Кп_вт и
сообщаемости пустот;
- в нижней части продуктивного пласта D1op1 обособленно выделяется пачка «низкоомных» коллекторов. По типу пустотного пространства коллекторы относятся к трещинно-каверновому типу, матрица не
продуктивна;
- в интервале S2 по микротрещиноватости равномерно развиты
крупные поры, мелкие и средние каверны.
Предложенная автором на основе проведенных исследований
классификация коллекторов с указанием средних значений и диапазонов
изменения параметров приведена в таблице 5.
20
Таблица 5 – Классификация коллекторов нижнего девона и верхнего силура месторождения им. Р. Требса
21
Заключение
1 Классификация и дифференциация карбонатных коллекторов
при прогнозировании интервалов притока должна считаться наиболее
емкой, если учитывает полный спектр качественной и количественной
информации по вторичной пустотности, получаемой по данным керна,
ГИС, ГДИС и ПГИ.
2 Впервые для месторождения им. Р.Требса установлены следующие основные особенности:
− в отложениях нижнего девона по трещинам и микротрещинам
неравномерно развиты крупные, средние и мелкие каверны и крупные
поры. «Приточные» и «слабоприточные» интервалы отличаются по
величине вторичной пористости и сообщаемости пустот. В нижней части
пласта D1op1 в ряде скважин развита «низкоомная» пачка, матрица
коллектора которой непродуктивна и содержит только остаточную воду;
− в интервале верхнего силура по микротрещиноватости
равномерно развиты крупные поры, мелкие и средние каверны.
3 Для качественной и количественной оценки вторичной пустотности по керну необходимо применять томографию полноразмерных образцов в комплексе с исследованиями пустотности, выполняемыми на
стандартных образцах и шлифах. При определении величины трещинной
составляющей по керну целесообразно проводить следующие исследования: описание трещин по шлифам, метод проф. К.И. Багринцевой на кубических образцах.
4 Разработанная методика определения отсечки Т2_кав позволяет
определять с высокой точностью каверновую составляющую вторичной
пористости по данным ЯМК в разрезе скважин.
5 Создана методика качественной и количественной оценки вторичной пустотности по данным керна и ГИС:
I. По результатам керновых исследований получают параметры:
Кп_кав, распределение каверн по размерам, характеристики
микротрещиноватости;
II. Масштабирование каверновой пористости по данным FMI и
ЯМК на керновые данные с выбором метода в зависимости от
размера каверн;
III. Выбор методики определения каверновой пористости по АК на
основании сопоставления данных ВАК с FMI и ЯМК.
6 В результате проведенной комплексной работы по сопоставлению данных керна, стандартных и специальных методов ГИС, ПГИ и
ГДИС получены качественные и количественные критерии по методам
ГИС для решения задачи типизации коллекторов для прогнозирования
интервалов притока.
22
СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ АВТОРОМ
ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
Содержание работы опубликовано в 13 научных трудах, в том числе:
– в рецензируемых изданиях из перечня, рекомендуемого Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки РФ:
1 Шуматбаев, К.Д. Комплексное изучение структуры пустотного пространства карбонатных отложений на примере месторождения им. Р.Требса /
К.Д. Шуматбаев, О.Е. Кучурина, Л.М. Шишлова // Нефтяное хозяйство. –
2014. – № 6. – С. 91-93.
2 Шуматбаев, К.Д. Петрофизическая основа интерпретации сложнопостроенных коллекторов нижнего девона и верхнего силура на месторождении
им. Р.Требса / К.Д. Шуматбаев, Е.К. Гайнуллина, А.Е. Малышева, О.Е. Кучурина, Д.Е. Емельянов // Нефтяное хозяйство.– 2015.– №5. – С. 44-46.
3 Шуматбаев, К.Д. Комплексирование методов изучения вторичной пустотности сложнопостроенных коллекторов месторождения им. Р.Требса /
К.Д. Шуматбаев, Е.К. Гайнуллина, А.Е. Малышева, О.В. Емченко, К.Ю. Муринов, А.В. Зайнулин // Нефтяное хозяйство.– 2015. – № 11. – С. 109-110.
4 Шуматбаев, К.Д. Опыт проведения гидродинамического каротажа модульным пластоиспытателем на месторождениях им. Р.Требса и им. А.Титова
/ К.Д. Шуматбаев, О.Е. Кучурина, А.И. Федоров, А.З. Зиазетдинов, И.Р. Бакиева // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 3. – С. 58-60.
5 Шуматбаев, К.Д. Выделение высокопродуктивных фильтрационных каналов в сложнопостроенных карбонатных коллекторах по данным геофизических исследований скважин на примере месторождения им. Р.Требса / Р.Х.
Масагутов, К.Д.Шуматбаев, О.Р.Привалова, Е.К. Гайнуллина, О.Е. Кучурина,
А.Н. Червякова, Р.В. Ахметзянов//Нефтяное хозяйство.–2018.–№ 2.–С. 41-43.
– в других изданиях и материалах различных конференций и семинаров:
6 Шуматбаев, К.Д. Особенности методики интерпретации ГИС на месторождениях имени Р. Требса и А. Титова / К.Д. Шуматбаев, О.Р. Привалова //
Пятая молодеж. науч.-практ. конф. «Промысловая геофизика: проблемы и
перспективы». Сборник докл. конф. Уфа: изд-во «НПФ «Геофизика». – 2011.
– Вып. 5. – С. 19-25.
7 Шуматбаев, К.Д. Информативность современного комплекса ГИС в
карбонатном разрезе для условий обсаженной скважины на примере месторождения им. Р. Требса / К.Д. Шуматбаев, О.К. Кучурина // Шестая и седьмая
молодежные науч.-практ. конференции «Геофизика – фундамент геологоразведки. Инновационные технологии в промысловой геологии и геофизике. 80летию посвящается». Сборник докл. конф. – Уфа: Информреклама. – 2012. Вып. 6. – С. 77-78.
8 Шуматбаев, К.Д. Сравнительный анализ комплекса ГИС и результатов
интерпретации различных подрядчиков на месторождении им. Р. Требса /
К.Д. Шуматбаев, А.Е. Малышева // Сб. докл. научн.-технич. Конф. молодых
ученых-специалистов ООО «БашНИПИнефть» «Исследования по актуальным проблемам добычи нефти и газа, промыслового обустройства и эколо23
гии».– Уфа. изд. БашНИПИнефть.– 2014.– С. 21-25
9 Шуматбаев, К.Д. Петрофизическая характеристика продуктивных отложений месторождения им. Р.Требса по результатам первых комплексных
исследований скважины 1ТРМ / К.Д. Шуматбаев, О.Е. Кучурина, Л.М. Шишлова // Актуальные научно-технические решения нефтедобывающего потенциала ПАО АНК "Башнефть". Сборник научных трудов. – Уфа, изд. БашНИПИнефть. – 2016. – Вып.124. – С. 19-24.
10 Шуматбаев, К.Д. Современная петрофизическая модель коллекторов
нижнего девона и верхнего силура месторождения им. Р. Требса / К.Д. Шуматбаев, Е.К. Гайнуллина, О.Р. Привалова, А.Е. Малышева, О.Е. Кучурина,
Д.Е. Емельянов // Актуальные научно-технические решения нефтедобывающего потенциала ПАО АНК "Башнефть". Сборник научных трудов.– Уфа,
изд. БашНИПИнефть.– 2016.– Вып.124.– С. 82-87.
11 Шуматбаев, К.Д. Емкостная характеристика вторичной пустотности по
данным керна и ГИС месторождения им. Р. Требса / К.Д. Шуматбаев, Е.К.
Гайнуллина, О.В. Емченко, К.Ю. Муринов, А.Е. Малышева, А.В. Зайнулин //
Актуальные научно-технические решения нефтедобывающего потенциала
ПАО АНК "Башнефть". Сборник научных трудов. - Уфа, изд. БашНИПИнефть. – 2016. – Вып.124. – С. 88-93.
12 Shumatbaev, K. Dynamic Attributes for Characterization of Complex Oil
Reservoirs, A Case Study from R. Trebs Oil Field, Timan-Pechora Basin, Russia
[Электронный ресурс] / K. Shumatbaev, O. Privalova, E. Gainullina, R.
Akhmetzyanov, A. Chervyakova, A. Melnikov, A. Fedorov, O. Kuchurina //
OnePetro. – Bergen, Norway: SPE, 2016. – Режим доступа:
https://doi.org/10.2118/180002-MS14.
13 Shumatbaev, K.D. Improving the Reliability of Quantitative Interpretation
of the Nuclear Magnetic Logging Data to Evaluate the Secondary Porosity in Reservoirs Associated with the Ovinparmian and Grebenian Horizons in the Trebs
field [Электронный ресурс] / K.D. Shumatbaev, O.R Privalova, E.K. Gainullina,
D.V. Korost, V.S. Belokhin // OnePetro.org. – 2017. – Режим доступа:
https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-187908-MS.
Сдано в набор 25.04.2018 г. Подписано в печать 25.04.2018 г.
Формат 60х84 1/16. Гарнитура «Times»
Печать цифровая. Тираж 120 экз.
Усл.печ.л.1,4. Уч.-изд. л.1,11. Заказ №72.
отпечатано в ООО «Первая типография»
в полном соответствии с предоставленными оригинал-макетами
450015, г. Уфа, ул. К. Маркса, 65; тел.: +7 (347) 266-10-69
https://ufaprint.net; ufaprint.net@gmail.com
24
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа