70 ЛЕТ НЕФТИ ТАТАРСТАНА
УДК 550.822.3:622.276.031
© Коллектив авторов, 2013
LT ТАГ NE FT
Оценка параметров трещиноватости коллекторов месторождений Татарстана по данным исследования керна и скважинных имиджеров
К.М. Мусин, к.ф.-м.н., Р.Р. Сингатуллина, В.М. Хусаинов, д.т.н. (ТатНИПИнефть), Р.С. Хисамов, д.г.-м.н., Р.Ш. Динмухамедов (ОАО «Татнефть»)
Адрес для связи: musin@tatnipi.ru
Ключевые слова: карбонатный коллектор, трещиноватость, ориентированный керн, электрический микроимиждер (MCI).
Estimation of fracture system parameters for reservoir rocks in the Republic of Tatarstan based on oriented core analysis and downhole imaging tool data
K.M. Musin, R.R. Singatullina, V.M. Khusainov (TatNIPIneft, RF, Bugulma), R.S. Khisamov, R.Sh. Dinmukhamedov (Tatneft OAO, RF, Almetyevsk)
E-mail: musin@tatnipi.ru
Key words: carbonate reservoir, fracture system, oriented core, micro-conductivity imaging tool (MCI).
Carbonate reservoirs are, for the most part, naturally fractured which creates additional structural heterogeneity and has a significant effect on oil recovery pattern. Fracture system parameters are determined using direct methods (core material analysis) and by open-hole well logging. Only combined application of modern well logging and core analysis techniques can ensure a reliable characterization of such reservoirs. The resulting data will enable a detailed description of carbonate reservoir structure and will be considered while drilling new wells and reservoir development planning.
Карбонатные коллекторы, к которым приурочены значительные запасы нефти в Республике Татарстан и России, практически всегда осложнены природной трещинова-тостью. В настоящее время более 40 % мировой добычи нефти связано с карбонатными отложениями, в том числе 12 % нефти добывается в России [1]. Запасы углеводородов, заключенные в них, по различным оценкам составляют от 38-48 до 50-60 %. Карбонатные породы девона и карбона слагают более 80 % разреза осадочного палеозоя Республики Татарстан и являются значительным резервом прироста запасов. На территории республики наибольшая плотность месторождений нефти, приуроченных к карбонатным породам-коллекторам, отмечается на восточном борту Мелекесской впадины и Южно-Татарском своде. В пределах этих структур, располагающихся на юго-востоке Татарстана, запасы нефти составляют до 35-40 % разведанных (на ряде месторождений от 50 % и более) и сосредоточены преимущественно в отложениях нижнего и среднего карбона. Однако извлекаемые запасы достигают лишь 10-15 %. Это связано с высокой неоднородностью структуры пустотного пространства карбонатных пород, обусловленной постседимента-ционными процессами [2].
Карбонатные породы, кроме первичной пористости, осложнены эпигенетическими процессами, такими как уплотнение, перекристаллизация, образование трещиноватости и каверноз-ности. В связи с тем, что в коллекторах со сложной структурой возрастает роль трещин, часто являющихся основными путями фильтрации флюидов и участвующих в формировании емкостного пространства, без учета основных закономерностей тре-щиноватости невозможны прогнозирование, подсчет запасов, разработка залежей углеводородов [1].
Комплексное изучение характеристик трещиноватых пород-коллекторов является одним из этапов повышения эффективности разработки залежей нефти в карбонатных отложениях.
16 07'2013 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Объект исследований
Для оценки параметров трещиноватости пород-коллекторов в карбонатных отложениях Республики Татарстан бурится сеть опорных скважин с отбором ориентированного керна. Скважины выбираются таким образом, чтобы охарактеризовать все тектонические регионы юго-востока Татарстана. К настоящему времени пробурены 24 скважины. Из карбонатных отложений верхнего девона, среднего и нижнего карбона отобрано 567,5 м ориентированного керна при его выносе, близком к 100 %. Отбор проводится специальным снарядом «Кембрий», особенностью которого является нанесение ориентационной черты на верхнюю боковую поверхность керна. После подъема на керн крепят ори-ентационные бирки с указанием верхней боковой стороны керна и забойного торца, дающие представление о его пространственном расположении в недрах (рис. 1). Таким образом, зная инклинометрию ствола скважины, можно получить информацию об ориентации керна в пласте.
Экспериментальные исследования
Для качественной и количественной оценки трещинова-тости проведены исследования ориентированного керна, на котором определялись углы падения, азимуты простирания, плотность распределения трещин. Оцифровку трещинова-тости и уточнение ориентации проводили на цифровом полуавтоматическом гониометре CAG-600 (рис. 2). Перед оцифровкой были введены данные инклинометрии: глубины, углы и азимуты падения скважин.
Верхняя боковая линия, проведенная при отборе керна в карбонатных пластах со слоистой текстурой (отложения верейского и башкирского горизонтов), не всегда наносится точно. Это связано с механизмом отбора керна: при выбуривании колонки керна порода может разрушиться по плоско-
г
Рис. 1. Керн с ориентационными бирками
сти напластования и провернуться в керноотборной трубе. Тогда ориентационная черта может не соответствовать верхней боковой стороне. В таких случаях необходимо уточнение линии верхней боковой стороны. Эта линия будет проводиться в положении, в котором угол падения плоскости напластования равен или близок к углу падения пластов по данным сейсморазведки. Для карбонатных пород с массивной текстурой подобной проблемы не возникает.
В процессе оцифровки трещин дополнительно вводят данные по каждой цифруемой разрывности: типу неровности (стилолит, трещина или плоскость напластования); типу трещины (открытая или закрытая); наличию и типу цементации трещин. На основе замеров программа вычисляет угол падения и азимуты падения и простирания плоскости трещины. Результаты обработки данных по всему интервалу заносят в таблицы залегания трещин и их параметров.
Сложное строение карбонатных коллекторов (наличие многочисленных пор, каверн и трещин) невозможно оха-
Рис. 2. Оцифровка неоднородностей на гониометре CAG-600
растеризовать стандартными образцами диаметром 30 мм. Изучение и сопоставление определений фильтрационно-емкостных свойств на стандартных (диаметром d = 30 мм, длиной l = 40 мм) и полноразмерных (d = 100 мм, l = 100150 мм) образцах показали высокую информативность исследования последних в интервалах с эффективной кавер-новой пористостью и трещинной проницаемостью. При исследовании полноразмерных образцов учитывается неоднородность сложнопостроенных коллекторов, полученные данные обладают большей достоверностью.
Параллельно в этих же интервалах проводились расширенные геофизические исследования в открытом стволе с применением методов электрического микроимиджера, акустического сканера и волнового акустического каротажа дополнительно к стандартным методам.
Анализ полученных результатов
Результаты измерений трещин по керну анализируют в программном пакете Fraca Flow. В программу загружают данные траектории скважин и фациальные данные о пластах, затем вводят полученные замеры. Анализ трещиноватости начинается с построения диаграмм Шмидта, углов простирания и падения трещин. Кроме скважин опорной сети, данный метод применялся в скважине, предназначенной для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, результаты которого представлены в качестве примера. Для сравнения результатов, полученных по оцифровке керна и геофизическому методу MCI, в программный пакет Fraca Flow дополнительно вводятся данные о трещиноватости по микроимиджеру и строятся диаграммы (рис. 3).
С помощью таких диаграмм составляют характеристику трещиноватости пород пласта и выделяют семейства трещин по тем или иным параметрам, чаще всего по азимуту простирания трещин.
В интервале исследования (1140-1158 м) трещины имеют следующие параметры:
- средний статистический угол падения 27° (Dip Diagram);
- преобладает северо-восточное направление падения трещин - 63° (Schmidt Upper Diagram);
- трещины простираются с северо-запада на юго-восток (Strike Diagram).
Исходя из полученных параметров семейство трещин можно условно выделить как N150.
На диаграммах видно, что параметры трещин, зарегистрированных MCI, аналогичны данным исследования керна. В количественном соотношении по керну выделено несколько большее число трещин. Это обусловлено тем, что при его подъеме на поверхность снижаются напряжения, действующие на породу на глубине, и раскрытие трещин на керне больше, чем в условиях пласта. На созданной 3D модели тре-щиноватости прискважинной зоны пласта с учетом данных керна и MCI наглядно отражено пространственное положение плоскостей трещин (рис. 4). На модели отчетливо наблюдается сопоставимость результатов методов исследования ориентированного керна и скважинных имиджеров. Успешность применяемой технологии ориентации керна повышается с увеличением угла наклона скважины, в то время как скважинные имиджеры наиболее эффективны при углах наклона не более 40°.
Рассмотренные в статье исследования позволяют получать информацию индивидуально для каждого перспективного
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
07'2013 17
Рис. 4. Дискретная модель трещиноватости по результатам оцифровки керна и MCI (зеленым цветом обозначены трещины, выявленные микро-имиджером, голубым - по керну)
Рис. 3. Анализ трещин, выделенных по керну (розовые квадраты на диаграмме Шмидта) и по MCI (кружки)
объекта и актуальны для выбора систем разработки месторождений. Однако данные по одной скважине отражают тре-щиноватость лишь в зоне пласта, незначительно удаленной от скважины. Для прослеживания трещин на большие расстояния и построения адекватной модели трещиноватости необходимо учитывать данные 3D сейсморазведки, геологическую модель и результаты гидродинамических исследований скважин изучаемого участка.
Начатые работы по отбору и исследованию ориентированного керна и специальные геофизические исследования в опорной сети скважин месторождений Республики Татарстан будут продолжены.
Список литературы
1. Багринцева К.И. Усл
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.