Диссертация (Совершенствование технологии извлечения нефти из карбонатных коллекторов на основе разномасштабных исследований), страница 8

Исследования в рамкахданной темы проводились путём варьирования эффективного давления сизмерением открытой пористости и абсолютной проницаемости по керосину.Результаты проведенных экспериментов (рисунок 2.12) показываютоднообразное для всех образцов монотонное снижение пористости образца сповышением эффективного давления.Рисунок 2.12 – Зависимость открытой пористости от эффективного давлениядля образцов из коллекции54При увеличении эффективного давления с 3,0 до 18,5 МПа среднее значениеснижения пористости по всем исследованным образцам составляет 3,65 %.

Приповышении эффективного давления до максимального значения 30 МПа (горногодавления) среднее значение снижения пористости по всем исследованнымобразцам составляет 5,26 % [99].Результатыэкспериментальныхисследованийвлиянияэффективногодавления на абсолютную проницаемость по керосину образцов керна изскважины 2010 башкирского яруса Аканского месторождения приведены нарисунке 2.13 [99].Рисунок 2.13 – Зависимость абсолютной проницаемости по керосинуот эффективного давления для образцовЕдинойтенденцииизмененияпроницаемостиобразцовсростомэффективного давления не выявлено. Необходимо отметить, что, по всейвидимости, точка эффективного давления 18,5 МПа (точка начального пластовогодавления) является своего рода критической для проницаемости.

Так, сповышением эффективного давления выше нее (снижением пластового давленияниже начального) начинаются разнонаправленные изменения проницаемостиисследованных образцов.Выявленные зависимости использованы для повышения достоверностигидродинамическихрасчетовприприменениитехнологий,связанныхссущественным изменением эффективного давления.Необходимо продолжать исследования в данной области, рекомендуетсяаналогичные эксперименты провести с полноразмерными образцами керна, потомучто с увеличением объема пор исследуемого керна увеличивается точность55измерений вытесненной жидкости при увеличении эффективного давления.

Приэкспериментах на полноразмерном керне имеется возможность учета сжимаемостивмикротрещинах.Рекомендуетсядополнительнопроводитькомплексисследований рентгено-томографии на наличие трещин внутри образцов и ихвлияния на изменение пустотности и проницаемости при падении пластовогодавления.2.3 Исследование расположения зон разуплотнений при физическоммоделировании и промысловых исследованиях2.3.1 Уточнение и подтверждение представления о распространении зонразуплотнений с использованием 3D сейсмических исследованийПроведениестандартнойкорреляциипродуктивныхпластовмеждускважинами отложений башкирского яруса часто не удается из-за отсутствиягеофизических реперов.

По-видимому, следует отойти от привычных приёмов,применяемых при расчленении разреза, и попытаться выделять различныеструктурно-генетические типы известняков по способности к кавернованию,различная интенсивность которого создаёт впечатление невыдержанных полатерали, различающихся по мощности пластов-коллекторов, которые некоторыеисследователи принимают за пласты разного генезиса и пытаются ихкоррелировать.Трудности корреляции зачастую объясняют наличием многочисленныхперерывов в осадконакоплении.

Из этих предпосылок создаётся представление отом,чтоколлекторскиесвойствапородварьируютвзависимостиотприуроченности залежей башкирских отложений к той или иной тектоническойзоне или наличию размыва без выхода на дневную поверхность. Вероятно, этисвойства закономерно меняются в зависимости от расстояния до зонывертикальной трещинности и наличия способных к кавернованию карбонатныхпород.Для того чтобы известняки подверглись выщелачиванию, необходимоналичие кислого раствора, который может наиболее интенсивно поступить лишь56по трещинам. Поэтому в наибольшей степени выщелачиваются известняки,располагающиеся в непосредственной близости от трещин.

С удалением от трещининтенсивность выщелачивания падает, и, соответственно, падают как объёмыкавернованых известняков, так и пористость.Трещинность возможно зафиксировать множеством способов: зарисовок ифотографирования,картированияимоделирования,геофизическимиилабораторными методами, анализами керна, ГДИС, при интерпретации данныхсейсмики 3D.

Различие методов подразумевает и разномасштабность выделяемойсистемы трещин [100].Рисунок 2.14 – Карта распределения ГАЗН в системно-геодинамическойметодике интерпретации космодешифрирования в сопоставлениис распределением месторождений нефти (в тексте нет ссылки на этот рисунок!!!)В северной, неразбуренной, части месторождения были проведенысейсморазведочные работы в модификации 3D, по результатам которыхопределено пространственное положение зон распространения трещинности.

Нарисунке 2.15 представлен куб атрибута ant-tracking в интервале продуктивных57башкирских отложений. На основе атрибутного анализа временного сейсмическогокуба выделены зоны концентраций трещин разного типа.Рисунок 2.15 – Куб сейсмического атрибута Ant-tracking2.3.2 Сопоставление результатов интерпретации кривых восстановлениядавления по скважинам, расположенным на территории исследования3D сейсмикой с результатами атрибутного анализаСцелью3D сейсмическиханализанаисследованийкорректностьпроведенорезультатовсопоставлениеинтерпретациисрезультатамиинтерпретации ГДИС (исполнитель – институт «ТатНИПИнефть»).Исследование кривых восстановления давления (КВД) проведено послесвабирования. Изменение уровня по окончании свабирования происходило понасосно-компрессорным трубам (НКТ) и затрубному пространству.

Приток передостановкой определен по начальным точкам КВД.58По результатам интерпретации института «ТатНИПИнефть» полученнуюкривую лучше всего описывает модель с трещиной, проходящей через скважину(таблица 2.1).Таблица 2.1 – Результаты интерпретации КВД скважины 2036 от 12.11.2010Наименование параметраПриток по окончании свабирования, м3/сутЗабойное давление на кровле 1269,4 м, МПаПластовое давление на кровле 1269,4 м, МПаКоэффициент продуктивности, м3/(сут МПа)Гидропроводность, мкм2·м/Па.сКоэффициент проницаемости, мкм2Скин-эффектДлина трещины, проходящей через скважину, мЗначение115,448,613,4716,80,922-4,6218,6На рисунке 2.16 приведен разрез по скважине (атрибут «ant-tracking»), накоторой проведены исследования КВД.Рисунок 2.16 – Разрез по скважине 2036 (атрибут «ant-tracking»)59Сопоставление результатов интерпретации КВД и пересечение скважинойзон разуплотнений, выделенных по результатам проведенных сейсмическихисследований, показали абсолютную сходимость.

Скважина пересекает трещинукак по результатам интерпретации 3D сейсмических исследований, так и порезультатам интерпретации КВД.2.3.3 Подтверждение расположения зон разуплотнения бурениемгоризонтальных скважин с отбором кернаС целью уточнения структуры порового пространства продуктивного пластасеверногоучасткаАканскогоместорождениясзонамиразуплотнений,пространственное положение которых определено сейсморазведочными работамив 3D модификации, спланирован, организован и проведен промысловыйэксперимент для получения данных о геометрических характеристиках трещин икаверн в выявленных зонах разуплотнений.

Для этого построена скважина,горизонтальный ствол которой спрофилирован и пробурен для максимальновозможного охвата проходкой долотом выявленных зон разуплотнений собеспечением выноса керна из них (рисунки 2.17, 2.18).Рисунок 2.17 – Профиль горизонтальной скважины в проекциях относительно зонразуплотнений и матрицы60Рисунок 2.18 – Траектория ГС относительно зон разуплотнений с фотографиямикернаФотографии зон кавернования, выявленных на керне, представлены нарисунке 2.19, зон трещинности – на рисунке 2.20, залеченных зон трещинности итрещин – на рисунке 2.21.Рисунок 2.19 – Зоны кавернования в керне башкирского яруса, вскрытого ГС61Рисунок 2.20 – Зоны трещинности в керне башкирского яруса, вскрытого ГСРисунок 2.21 – Залеченные зоны трещинности и трещины в керне башкирскогояруса, вскрытого ГС62Рисунок 2.22 – Образцы уплотненной карбонатной породы в керне башкирскогояруса, вскрытого ГСПо результатам анализа проведенного комплекса ГИС и отобранногокернового материала по пробуренной скважине 2074 было проанализированосоответствие фактических зон трещинности и кавернования прогнозным,выделенным на основе сейсморазведочных работ в 3D модификации.Для проведения промыслового эксперимента при заложении ГС былподобран регион таким образом, чтобы по данным результатов сейсморазведочныхработ скважина пересекала 4–5 интервалов трещинности, вблизи которыхпредполагалось закономерное распространение зон кавернования (рисунок 2.17).ПорезультатамбуренияГС2074быливыявленыопределенныезакономерности поведения кривых ГИС на отдельных интервалах, в связи с чемсделаны предположения о пересечении скважиной в данных интервалах зонразуплотнений.

Для подтверждения данной гипотезы были проанализированыкривые ГИС и кернового материала на предмет соответствия с данными 3Dсейсморазведочных работ (рисунок 2.18).Порезультатампроведенногоанализаотмечаетсяподтверждениепредполагаемых зон трещинности – наблюдается соответствие определенных поданным сейсморазведочных работ в 3D модификации с трещинами, зонамиразуплотнений и уплотненными частями по керновому материалу.

Это такжесогласуется с поведением кривых ГИС (рисунок 2.18).В качестве примеров рассмотрим три варианта характерных участков.63В интервале 1 горизонтального ствола по результатам ГИС выделяются зонытрещинности. Об этом свидетельствует наличие градиентных отрицательныхэкстремумов небольшой протяжённости на каротажных кривых нейтронногогамма-каротажа (НГК).При этом на участке 1.1 ствола скважины показания ГК, ПС характеризуютсяградиентными положительными, КС – отрицательными экстремумами – данныйучасток является трещиной, залеченной глинистым материалом (рисунок 2.21).На участке 1.2, который также характеризуется градиентным отрицательнымэкстремумом на каротажной кривой НГК, на кривых ГК и ПС наблюдаютсяотрицательные экстремумы, положительные – на кривой КС. Данное поведениекривых ГИС является признаком открытой трещины, насыщенной нефтью(рисунок 2.20).При рассмотрении кернового материала, соответствующего данныминтервалам, наблюдается чередование открытых и закрытых трещин, заполненныхкак нефтью, так и глинистым материалом (рисунки 2.20, 2.21).Интервал 2 характеризуется низкими значениями на кривой НГК, ГК, ПС иповышенным сопротивлением на кривой КС.