T TAT N Е FT
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98.061.43(470.41)
© Коллектив авторов, 2015
J А
Определение трещиноватости башкирских и серпуховских отложений залежей 301-303 Ромашкинского месторождения. Анализ и комплексирование методов
Ï^OnET
НГДУ "ЛЕНМНОГОРСКНЕЮТЪ-
В.Г. Базаревская, к.г.-м.н., Е.Н. Дудаева, Г.А. Лыков, А.Н. Мартынов
(ТатНИПИнефть), И.Ф. Гадимов, А.С. Ахметшина
(НГДУ «Лениногорскнефть»)
Адрес для связи: bazarevskaya@tatnipi.ru
Ключевые слова: трещиноватость, профилеметрия, дебиты скважин, обводненность, полный уход бурового раствора.
Determination of fracturing of Bashkirian and Serpukhovian sediments in Romashkinskoye field deposits 301-303. Methods analysis and integration
V.G. Bazarevskaya, E.N. Dulaeva, G.A. Lykov, A.N. Martynov (TatNIPIneft, RF, Bugulma),
I.F. Galimov, A.S. Akhmetshina (Oil and Gas Production Department Leninogorskneft, RF, Leninogorsk)
E-mail: bazarevskaya@tatnipi.ru
Key words: fracturing, profile logging, well flow rates, watercut, complete lost circulation.
Given high exploration maturity, attention of the industry has been shifted from depleted porous reservoirs to unconventional reservoirs with permeability and porosity determined by fracturing. Thus, methods that allow predicting areas with improved flow characteristics acquire increasing interest and rapid development. The authors have concentrated their research efforts on the analysis and integration of methods to determine fracturing in the Bashkirian and the Serpukhovian sediments in Romashkinskoye field deposits 301-303.
Более 60 % добываемой в настоящее время нефти в мире приурочено к карбонатным коллекторам. В связи с этим проблема изучения трещинных коллекторов в последние годы приобрела весьма актуальное значение.
Классификация трещин очень разнообразна. В данной статье рассмотрены вопросы изучения трещин тектонического происхождения, так как они представляют основной интерес с точки зрения определения их коллек-торских свойств. Происхождение трещиноватости можно установить лишь при детальном изучении петрографических и геологических данных, характеризующих породы, на базе большого каменного материала. Определение интервалов открытой трещиноватости возможно только по данным дебитометрии, направление же микротрещин (первые миллиметры) - только по данным имиджеров и анализа ориентированного керна в шлифах. Мезотрещины (первые сантиметры) изучаются по столбикам керна. Для исследования макротрещин (измеряются метрами) столбики керна разбиваются на обломки, они также изучаются по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС).
Если трещинная пористость обычно незначительно влияет на величину общей пористости породы, то трещинная проницаемость фактически определяет значение общей проницаемости. Поэтому трещины играют решающую роль в процессах фильтрации жидкости и газа в трещинных коллекторах. Межзерновая проницае-
мость трещиноватых пород, представленных обычно либо хрупкими, либо твердыми литологическими разностями, измеряется тысячными долями миллидарси.
Главными признаками, определяемыми только по данным анализа керна, являются интенсивность трещиноватости, густота, объемная и поверхностная плотность, раскрытость (ширина), форма (линейные или извилистые) трещин, степень выполнения их минеральным или битуминозным веществом и др.
Протвинско-башкирские отложения 302-303 залежей нефти Ромашкинского месторождения достаточно полно изучены глубоким бурением (более 1500 скважин, в том числе 127 горизонтальных), аэрокосмогеологиче-скими исследованиями (АКГИ), сейсмолокацией бокового обзора (СЛБО), непродольным вертикальным сейсмопрофилированием (НВСП), сейсморазведочны-ми работами МОГТ 2D и 3D.
Анализ промысловых характеристик вертикальных скважин, проведенный в 2006 г., показал, что прямой зависимости между начальными дебитами, обводненностью, фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пластов и распространением линеаментной трещинова-тости (по данным АКГИ) и зон разуплотнения (по данным СЛБО) не выявлено. Начальные дебиты и обводненность в большей степени зависят от величины депрессии, условий эксплуатации скважин в разные периоды. Кроме того, установлено лишь частичное совпадение оптимальных для заложения скважин зон прогнозной трещинова-
07'2015
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
18
Рис. 1. Роза-диаграмма по числу пористых интервалов, их суммарной толщине и дебиту жидкости на первом (а) и втором (б) участках
тости с плотностью линеаментов 40-80 единиц и выше и зон разуплотнения по данным СЛБО.
С целью определения направления трещиноватости по горизонтам исследована зависимость числа разуплотненных интервалов, дебитов жидкости и коэффициентов продуктивности скважин от направления горизонтального ствола. Для более полной информативности анализа выбрано лучевое расположение скважин (рис. 1).
Первый эталонный участок с лучевым расположением горизонтальных стволов включает семь скважин, по которым была построена роза-диаграмма (см. рис. 1, а). По динамике числа пористых интервалов установлено, что наибольшее распространение интервалов пористостью Кп > 7,5 % отмечается в направлении северо-запад -юго-восток. Максимальная величина суммарных толщин пористых интервалов, а также наибольший дебит преобладают в юго-восточной части участка. Это указывает на наличие зон разуплотнения пород в юго-восточном направлении. Данное направление совпадает с направлением трещиноватости, выделенным по результатам индикаторных исследований.
На втором эталонном участке из 11 горизонтальных скважин (см. рис. 1, б) наибольшее число пористых интервалов (Кп > 7,5 %) выделено в юго-западном направлении. Их суммарные толщины также преобладают в юго-западном направлении. Максимальный дебит жидкости отмечается в скважине, пространственно расположенной на юго-западе исследуемого участка. Это свидетельствует о наличии зон разуплотнения пород в юго-западной части участка.
Необходимо также сопоставить данные методов определения трещиноватости, таких как АКГИ и СЛБО, с де-битами жидкости горизонтальных скважин и направлением их ствола. Для получения рентабельного дебита при бурении без поддержания пластового давления (ППД) горизонтальный ствол должен быть ориентирован перпендикулярно трещиноватости, с ППД - парал-
лельно трещиноватости. Зависимость, аналогичная полученным по заключениям иностранных компаний, наблюдается только при сопоставлении с данными СЛБО.
Одними из методов определения наиболее проницаемых зон коллекторов являются методы исследования профилей притока/приемистости скважин, такие как расходометрия глубинным дебитомером (РГД), сква-жинная термодебитометрия (СТД), дистанционная глубинная дебитометрия (ДГД), термометрия, влагомет-рия, профилеметрия и др. Анализ фонда горизонтальных добывающих скважин 301-303 залежей на наличие и качество таких исследований позволил получить следующие результаты.
Сопоставление данных по скважинам с начальной обводненностью более 20 % и данных анализа трещиноватого керна с зонами полного ухода бурового раствора (ПУХ) показало следующее: совпадение наблюдается только в южной части залежи в скважинах с очень низкими удельными коэффициентами продуктивности (рис. 2). Также при сопоставлении зон прогнозной (линеаментной) трещиноватости по периоду обводнения скважин, коэффициенту удельной продуктивности с зонами ПУХ выявлено лишь частичное совпадение зон высокой обводненности продукции с зонами полного ухода бурового раствора. Сопоставление зон прогнозной трещиноватости по периоду обводнения скважин, коэффициенту удельной продуктивности, зонам ПУХ с зонами слияния пластов показало несовпадение в плане зон слияния пластов с зонами высокой обводненности продукции как по 303, так и по 302 залежам. На рассмотренных в данной работе залежах зона наибольшей трещиноватости имеет в основном ортогональное (северо-западное - юго-восточное) направление.
По результатам проведенных в 2002 г. сейсморазве-дочных работ 3D, АКГИ с учетом доминирующего направления разломов и прогибов (северо-восточное,
Рис. 2. Сопоставление зон прогнозной трещиноватости по данным АКГИ с обводненностью продукции скважин и зонами ПУХ (участок 303 залежи)
также существуют локальные участки с прогибами северо-западного простирания) при формировании Куакбашского вала и связанных с этим зон трещинова-тости в башкирско-серпуховских отложениях правдоподобную модель зон разуплотнения в карбонатных коллекторах без фактических данных по скважинам создать не удалось. В последующем по результатам анализа всех выполненных скважинных исследований ООО «ТНГ-Групп» была создана новая модель зон разуплотнения с учетом ранее проведенных сейсмо-разведочных работ 3D.
С целью изучения трещиноватости авторами проанализированы результаты комплексирования промысловых данных (обводненности, дебитов жидкости и нефти) и зон разуплотнений, выделенных по результатам МОГТ 3D. Изучена динамика работы скважин с 2000 по 2014 г. С учетом того, что скважины пробурены и введены в эксплуатацию в разные годы, за начальные деби-ты жидкости, нефти и обводненность условно приняты промысловые данные за первый год в общей динамике работы скважин.
Скважины, участвующие в анализе, условно разделены на три группы:
1) расположенные в плотной зоне (расстояние более 250 м от зон разуплотнений);
2) расположенные на расстоянии до 250 м от разуплотненных зон;
3) расположенные непосредственно в зонах разуплотнения пород.
На северном участке залежей 301-303 Куакбашской площади в интервале продуктивных отложений башкирского яруса аномальные зоны, связанные с воз-
можными зонами трещиноватости пород, преобладают в центральной части участка, который характеризуется наиболее высоким гипсометрическим положением. Преобладающее простирание аномальных зон - север-северо-восточное.
На участке проведения сейсморазведочных работ с целью выявления направления трещиноватости пород башкирского яруса проведены также индикаторные исследования. Максимальная скорость фильтрации флюида наблюдается в юго-западном направлении.
В анализе динамики работы скважин на северн
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.