РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.438:628.162.97
© Коллектив авторов, 2015
Оценка естественной трещиноватости карбонатного коллектора Сибирского месторождения
А.В. Лекомцев, к.т.н., Д.А. Мартюшев
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет), М.Б. Савчик
(Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), И.А. Черных
(ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»)
Адреса для связи: alex.lekomtsev@mail.ru, martyushevd@inbox.ru
Ключевые слова: карбонатная залежь, направление естественной трещиноватости, трассерные исследования, гидродинамическая модель, раскрытость естественных трещин.
Evaluation of natural fracturing of carbonate reservoir of Siberian fields
A.V. Lekomtsev, D.A. Martyushev
(Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm), M.B. Savchik (PermNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm, RF, Perm),
I.A. Chernykh (LUKOIL-PERM LLC, RF, Perm)
E-mail: alex.lekomtsev@mail.ru, martyushevd@inbox.ru
Key words: carbonate reservoir, direction of natural fracturing, tracer tests, hydrodynamic model, openness of natural fracture.
The article presents the results of processing data obtained during tracer tests conducted on the carbonate deposits Bashkir-Serpukhov sediments of Siberian deposits. It is found that fracture permeability and indicator speed in the north-west direction are higher in several times than the corresponding parameters in other areas.
Значительная часть запасов углеводородов на территории Пермского края сосредоточена в слож-нопостроенных карбонатных коллекторах в пределах продуктивных отложений среднего, нижнего карбона и фамена. Для интенсификации добычи нефти из указанных объектов (особенно на поздних стадиях разработки) актуальным становится обеспечение успешности проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на улучшение состояния призабойной зоны пласта. Основными характеристиками карбонатных коллекторов являются раскрытость естественных трещин и их азимутальное распространение по площади пласта. Учет указанных параметров при проектировании системы поддержания пластового давления позволит повысить эффективность вытеснения нефти к забоям добывающих скважин и определить основные направления движения вытесняющего агента в пласте [1-5].
На Сибирском месторождении (башкирско-серпуховские (Бш-Срп) отложения) проводились исследования по закачке воды с меченым индикатором (флуоресцеин) с целью определения характера гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами и оценки влияния работы нагнетательных скважин на выработку запасов нефти. Для этого были выбраны две нагнетательные скв. 312 и 538, находящиеся соответственно в северной и южной частях залежи (рис. 1). Как видно из рис. 1, главным направлением фильтрационных потоков является северо-западное, очевидно, это связано с основными путями распространения трещиноватости. Главные направления фильтрационных потоков от нагнетательных скважин определялись по наибольшему количеству закачанной меченой жидкости, отобранной из добывающей скважины.
Рис.1. Схемы движения индикатора от нагнетательных скв. 312 (а) и 538 (б) к добывающим
По формуле Парка - Джонсона рассчитана средняя раскрытость естественных трещин
b
У^в ' V ' L
8,5-107 -Др'
где тв - вязкость воды, мПас; V - скорость движения индикатора, см/с; L - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, см; Ар - перепад давления между зоной нагнетания и зоной отбора, МПа.
Полученные значения Ьт1 сравнивались с данными обработки результатов гидродинамических исследований по методике Уоррена - Рута Ьт2 [6, 7]. Результаты определения скорости движения индикатора и раскрытости трещин по двум методикам представлены в таблице.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03'2015 25
Номер добывающей скважины Скорость движения индикатора, м/ч Коэффициент проницаемости трещин, 10-3мкм2 b„, мкм Ь,2, мкм
Нагнетательная скв. 312
573 1,16 140 15,5 15,7
582 0,75 92 12,7 12,8
583 1,11 120 14,9 15,1
589 1,49 145 15,7 15,8
597 5,63 342 20,7 20,9
Нагнетательная скв. 538
503 6,09 253 22,4 22,8
531 1,00 123 15,9 15,6
532 1,00 130 14,2 14,0
539 1,91 158 15,4 15,9
553 4,00 233 18,9 19,5
При анализе результатов обработки (см. таблицу) отмечено, что проницаемость трещин и скорость движения индикатора в районе добывающих скважин, расположенных в северо-западном направлении от нагнетательных скважин, в несколько раз превышают соответствующие параметры, рассчитанные по другим направлениям. По данным потокометрических исследований, основные отдающие прослои по добывающим скв. 597, 553, 503 не были выделены геофизическими методами как продуктивные вследствие того, что их пористость составляет менее 5 %. Этот указывает на устойчивую гидродинамическую связь между скважинами, главным образом обеспеченную естественными трещинами [8-11].
Анализ корреляционной схемы разрезов нагнетательной скв. 312 и добывающей скв. 597 позволил выявить хорошую гидродинамическую связь между скважинами в интервалах соответственно 2160-2167,5 и 2249-2253 м. Из действующей геолого-гидродинамической модели рассматривемых башкирско-серпуховских отложений Сибирского месторождения (гидродинамический симулятор Roxar Software Solutions) выгружены карты проницаемости продуктивных пластов в районе добывающих скв. 597 и 503, которые имеют наибольшую трещинную проницаемость и по которым получена максимальная скорость движения меченой жидкости от нагнетательных скважин (рис. 2).
Из карт проницаемости пластов и корреляционной схемы следует, что в добывающих скважинах в основном работает нижняя часть башкирских отложений с худшими емкостными свойствами по сравнению с верхней частью, но с лучшими фильтрационными характеристиками за счет системы открытых естественных трещин. В связи с этим в гидродинамических симуляторах при прогнозировании добычи нефти и дебитов добывающих скважин, эксплуатирующих сложнопостроенные карбонатные коллекторы, необходимо учитывать естественную трещиноватость, в противном случае расхождение рассчитанных и фактических параметров будет значительным.
Таким образом, суммарно в северно-западном направлении продвигается более 93 и 83 % объема воды, закачиваемой соответственно в нагнетательные скв. 312 и 538. Такое избирательное движение фронта нагнетаемой воды связано с развитием трещинных систем, которые приурочены к прямолинейным линеа-ментам северно-западного простирания, описанным в работах [12-14].
Рис. 2. Движение закачиваемого агента с индикатором от нагнетательной скв. 312 к добывающей скв. 597 (а) и от нагнетательной скв. 538 к добывающей скв. 503 (б)
В результате дополнительных трассерных исследований выявлены участки модели пласта, требующие корректировки, в противном случае проведение ГТМ может привести к преждевременному обводнению добывающих скважин.
Список литературы
1. МартюшевД.А., Вяткин К.А. Определение параметров естественных трещин карбонатного коллектора методом трассирующих индикаторов // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 7. - С. 86-88.
2. ChaudryAmanat U. Oil Well Testing Handbook. Advanced TWPSON Petroleum Systems. - Texas: Ins. Houston, 2004. - 702 pp.
3. Earlougher Robert C., Advances in well test analysis//Society of Petroleum Engineers of AIME. - New York, 1977. - 264 pp.
4. Опыт создания ориентированной трещины гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»/ Ю.А. Кашников, С.Г. Аших-мин, С.С. Черепанов (и др.) // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. -С. 40-43.
5. Экспериментально-аналитические исследования изменения трещинной проницаемости вследствие смыкания трещин/Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, Д.В. Шустов (и др.)// Нефтяное хозяйство. - 2013. -№ 4. - С. 40-43.
6. Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтра-ционно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 3. - С. 62-65.
7. Лекомцев А.В., Мартюшев Д.А. Сравнительный анализ методик определения забойного давления при проведении гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. -С. 37-39.
03'2015
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
26
8. Трутнева М.А. Оценка фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов Кряжевского месторождения по результатам гидродинамических исследований // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2005. - № 6. - С. 39-43.
9. Лекомцев А.В., Турбаков М.С., Мордвинов В.А. К вопросу оптимизации технологических режимов работы низкодебитных добывающих скважин Уньвинского нефтяного месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2010. - № 5. - С. 53-56.
10. Ерофеев А.А., Мордвинов В.А. Изменение свойств призабойной зоны скважины в процессе разработки бобриковской залежи Уньвин-ского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - № 5. - С. 57-62.
11. Jackson R.R., Banerjee R. Application of reservoir simulation and history matching methods to MDT vertical interference testing and determination of permeability anisotropy//Paper presented at the 8th European Conference on the mathematics of oil recovery. Freiberg, Germany, 3-6 Sept., 2002.
12. Мордвинов В.А., Мартюшев Д.А., Пузиков В.И. Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин сложнопостроенной нефтяной залежи // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 11. - С. 120-122.
13. Khanna A., Neto L.B., KotousovA. Effect of residual opening on the inflow performance of a hydraulic fracture // International Journal of Engineering Science. - 2014. - № 74. - Р. 80-90.
14. Bortolan Neto L., Kotousov A. Residual opening of hydraulic fractures filled with compressible proppant // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. - 2013. - № 61. - P. 223-230.
References
1. Martyushev D.A., Vyatkin K.A., Determination p
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.