CC BY
16
УДК 551.1/.4
ДЕТАЛИЗАЦИЯ МИКРОСКОПИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ В АНИЗОТРОПНОМ
ПЕСЧАНОМ КОЛЛЕКТОРЕ
Р.И. Ермеков, В.П. Меркулов, О.С. Чернова, М.О. Коровин
Рассматривается проблема определения анизотропии проницаемости, необходимой для построения гидродинамической модели месторождения в условиях доступных промысловых данных. В качестве источника данных предлагается использование результатов микроскопических исследований литологических особенностей керна горных пород на примере терригенного месторождения Томской области. Описываются методика подготовки образцов и непосредственно измерение величины анизотропии. Подчеркивается важность рассмотрения соотношения направлений улучшенных фильтрационных свойств и природных трещин образцов горных пород. Полученные результат, позволяют достичь оценочной величины анизотропии проницаемости на основе исходных промысловых данных.
Ключевые слова: анизотропия проницаемости, масштаб анизотропии, гидродинамическое моделирование, система разработки.
Введение
Явления анизотропии проницаемости имеют значительное влияние в ходе разработки месторождений. Особенно остро оно проявляет себя при использовании заводнения как основного метода разработки и при применении направленного гидроразрыва пласта (ГРП) как эффективного метода интенсификации притока. Стоит отметить, что на текущий момент данные методы являются основными видами воздействия на пласты в России. Влияние анизотропии в случае первого выражается в движении закачиваемой воды по избирательным направлениям высокопроницаемых пластов от нагнетательных к добывающим скважинам, что особенно проявляется на поздних стадиях разработки и приводит к низкому коэффициенту охвата залежей [1]. В случае с ГРП влияние анизотропии сказывается на соотношении радиального и тангенциального полей напряжений в пластах и приводит к образованию трещин в определенном направлении. Таким образом, важность анизотропии проницаемости состоит в том, что она может сильно влиять на размещение нагнетательных и добывающих скважин, а также иметь значительное влияние на протекание гидродинамических процессов в разрабатываемых пластах при последующих стадиях разработки.
Постановка проблемы исследования
На текущий момент изучение анизотропии проницаемости возможно с помощью различных методов. Одним из часто применяемых способов зарубежом является использование опробователя пласта, спускаемого на кабеле как части компоновки геофизического прибора. В этом случае ве-
личину анизотропии находят через фиксацию времени восстановления пластового давления до первоначальной величины после взятия небольших проб флюида из призабойной зоны. С одной стороны, такой способ оценки анизотропии имеет больший масштаб изучения, чем по образцам керна, а с другой, он позволяет проводить измерения в естественных пластовых условиях, которых лишены исследования на керне [2]. Измерение вертикальной анизотропии проницаемости также возможно посредством регистрации искажений показаний индукционных каротажей различной конфигурации. Как описывают некоторые авторы, искажения данных каротажей связаны с пластами, имеющими хорошие ФЕС, в которых при проникновении фильтрата бурового раствора происходит эффект плавучести [3]. При этом эффекте происходит гравитационное разделение флюидов по их плотностям, что приводит к изменению цилиндрического профиля проникновения бурового раствора в пласт на ступенчатую форму проникновения. Такое поведение флюида вызывает изменение удельного сопротивления пород в данной зоне, что с достаточно хорошей точностью фиксируется приборами. Далее эффект вертикальной анизотропии оценивается по уравнению, приводимому авторами исследования. Рассмотренные методы исследования являются зачастую специализированными и относительно этого дорогостоящими. Учитывая тот факт, что задача определения анизотропии проницаемости долгое время считалась не критичной в ходе исследовании свойств, на текущий момент поиск недорогостоящей и при этом универсальной методики поиска её величины является наиболее важным направлением изучения. В данной работе рассмотрен способ исследования явления с помощью детализированных исследований керновых образцов.
Седиментологическая модель пласта Ю1
В качестве объекта исследования, в работе рассматривается одно из месторождений Томской области, основным продуктивным пластом которого является пласт Ю1 . Согласно представлениям В.Б. Белозерова, а также ряда авторов [4], по гранулометрической структуре пласт Ю1 относят к песчаникам регрессивного типа, для которых характерно увеличение зернистости осадков от подошвы к кровле. Ввиду особенностей литологиче-ского строения и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), выявленных при разведочном бурении и лабораторных исследованиях керна пласта, на северном блоке месторождения представлен литотип пород, имеющий следующую последовательность фильтрационной неоднородности по разрезу коллектора:
а) песчаная пачка с высокой проницаемостью (100...1000 мД), представленная в кровле пласта;
б) песчаная пачка со средней проницаемостью (1.100 мД), представленная в средней части пласта;
в) песчаная пачка с низкой проницаемостью (<1 мД), характерная для нижней части пласта.
В свою очередь, наличие на участке в кровельной части пласта хороших ФЕС относят его к подтипу 1а описываемого литотипа (рис. 1, 2).
Рис. 1. Типы разрезов по месторождению Б [4]
Геотехнология
Рис. 2. Районирование территории месторождения Б
по типам ФЕС [4]
Более того, по литологическим особенностям строения в песчаниках данного литотипа можно выделить три литофации:
1) литофация мелкозернистых песчаников и алевролитов с горизонтальной и косой слоистостью, относящихся к осадкам мелководного шельфа (подошвенная часть);
2) литофация среднемелкозернистого, массивного, среднесцемен-тированного песчаника с градационной и горизонтальной слоистостью и
послойным нефтенасыщением, сформировавшегося в прибрежной части под влиянием вдольбереговых течений (средняя часть);
3) литофация крупносреднезернистого, массивного, слабосцемен-тированного песчаника, сформировавшегося в условиях пляжа под влиянием сильных вдольбереговых течений (кровельная часть пласта со средней мощностью от одного до десяти м).
Приведенное разбиение на литофации выполнено по данным генетических диаграмм Р. Пасега и Г.Ф. Рожкова. Из анализа выделенного ли-тотипа, его подтипа и соответствующих им литофаций можно установить, что район образования залежей участка был сформирован в системе пля-жевых валов (баров), что соответствует прибрежно-морской обстановке осадконакопления (рис. 3). Это подтверждается также воронкообразной формой кривой потенциала самопроизвольной поляризации (ПС). Ввиду описанной седиментологической модели зону нефтегазоносности пласта Ю1 можно представлять как зону береговых баровых песчаников, для которой характерно чередование полосовидных участков улучшенных и ухудшенных свойств по площади с присутствием линий сложной конфигурации литологического замещения.
Рис. 3. Фациальная интерпретация строения пласта Ю^ [4]
Методы исследования анизотропии
В работе рассматривались результаты микроскопических исследований литологических особенностей, которые проводились на шлифах и выпиленных плагах, изготовленных из палеомагнитно ориентированных пород. Известно, что текущая намагниченность горных пород есть сумма естественной остаточной намагниченности и вязкой намагниченности (рис. 4).
Сутью первой является первоначальная намагниченность образца, сутью второй является накопленная породой намагниченность, действующей на породу с последней инверсии магнитного поля (около 780 тысяч лет назад). Палеомагнитное ориентирование керна происходит в несколько этапов:
а) Выполняется подготовка образцов, прошедших геологическую ревизию в кернохранилище. Для этого проводится ввод произвольной системы координат для последующих магнитных измерений, в которой ось Х направлена в плоскость торцевой части керна по горизонтальной линии проекции видимой слоистости, ось У направлена ортогонально вправо, ось 2 - по образующей вниз;
б) подготавливается астатический магнитометр и проводятся измерения остаточной намагниченности в плоскости ХУ при определенном шаге поворота (100). Таким образом, выясняется анизотропия магнитной восприимчивости;
Верх
Низ
Рис. 4. Палеомагнитное ориентирование, где X, Y, Z - условная система координат образца; N - направление вязкой намагниченности в плоскости магнитного меридиана [5]
в) далее проводятся поэтапная магнитная чистка образцов и последующее терморазмагничивание, что позволяет устранить вязкую компоненту естественной остаточной намагниченности и намагниченность, полученную в лаборатории, при транспортировке, хранении и обработке;
г) затем совершается вычисление векторных разностей для оценки влияния современного геомагнитного поля и учёт этой величины в вычислениях;
д) заключительным шагом является построение кривых распределения магнитоэлектрических, физико-механических свойств и анализ диаграмм остаточной намагниченности (Jn), магнитной восприимчивости (ж), фактора Кенигсбергера (Q), коэффициентов анизотропии магнитной восприимчивости (Km) и упругих (Ku) свойств, плотности пород, скорости прохождения волн в исследуемых породах, по которым происходит окончательная переориентировка керна. В дальнейшем данные измерений магнитной восприимчивости отражаются в полярных проекциях распределения магнитных свойств в условной системе координат, по которым устанавливается неоднородность магнитных свойств. Полученная картина аппроксимируется эллипсом, по форме которого устанавливаются направления лучшей и худшей магнитной восприимчивости, совпадающих с направлениями улучшенных и ухудшенных фильтрационных свойств. Направление улучшенных свойств приурочено к большей оси эллипса, направление ухудшенных свойств - к меньшей оси. Аппроксимация с помощью эллипса является возможной ввиду ранее представленной математической основы явления анизотропии проницаемости, а именно, как величины тензорной. После подготовки предварительно ориентированных образцов керна происходит выпиливание шлифов и плагов для дальнейших литологического и лабораторных анализов. При литологическом анализе, устанавливаются основные особенности литологии, в частности, удлиненность и уплощенность зёрен пород, что также позволяет подтвердить направление улучшенных и ухудшенных фильтрационных свойств. Кроме этого, выявляются другие причины анизотропии: слоистость, следы ряби, сложное фациальное строение и пр. По итогу литологического анализа, возможно построение стереограмм направленности удлиненных зёрен, которые также аппроксимируется эллипсом.
Петрофизическое моделирование
При петрофизическом моделировании создаются кубы пористости и проницаемости. До создания куба пористости, первоначально, выполнялся апскейлинг каротажа пористости на ячеистую модель. Для неколлектора при этом, назначалось нулевое значение пористости. Создание самого куба пористости проводилось методом Sequential Gaussian simulation, который является стандартным методом моделирования пористости. Параметры вариограмм по каждой фации подбирались аналогично фациально-му моделированию, а создание куба проницаемости было выполнено по
эмпирическим зависимостям проницаемость-пористость, соответствующих кривых ГИС (табл. 1).
Таблица 1
Параметры вариограмм пористости и уравнения для расчёта _проницаемости для каждой фации_
Фация Процент от мощности, % Мощность, м Ранг, м Наггет, м Эмпирические зависимости
1 2,34 0,498 0,626 0,0001 к1=5.874-ехр(17.697-ф)
2 1,7 0,362 0,737 0,0001 к2=3.4296-ехр(17.479-ф )
3 4,84 1,029 1,305 0,0001 кз=1.1193-ехр(19.475-ф )
4 6,26 1,332 1,53 0,0001 к¥=0.4723-ехр(19.78-ф )
5 12,51 2,661 3,218 0,2586 к5=0.2179-ехр(19.275-ф )
6 6,96 1,480 1,753 0,2279 кб=0.0698-ехр(19.094-ф )
7 23,68 5,036 4,117 0,3239 к7=0.0168-ехр(21.467-ф )
8 41,71 8,872 12,234 - -
где к1 - проницаемость 1-й фации, ф - пористость по ГИС.
Результаты исследований
Одним из первых источников для изучения анизотропии проницаемости являются керновые данные. Из предоставленной информации, такими данными обладали скважины 013, Х1, Х2. Как было описано выше, для изучения латеральной анизотропии, в ходе лабораторных исследований происходит выпиливание плагов в двух взаимно ортогональных горизонтальных направлениях. Пропускание флюидов сквозь подготовленные образцы позволяет измерить проницаемость и найти их соотношение как К 1 /к„ 2 (табл. 2).
Таблица 2
Результаты исследований латеральной анизотропии по керновым
данным
Номер образца Петрофизические свойства Латеральная анизотропия Направление анизотропии
Ф ,% К , мД 5 , % ап = ^ п к КН 2
А1 18,6 768,8 29,1 2,1 СВ
В1 18,4 371,2 28,6 СЗ
А2 17,5 165,8 37,4 2,2 СВ
В2 17,4 74,6 32,7 СЗ
А3 17,5 231,2 36,9 2, 1 СВ
В3 17,5 112,7 32.2 СЗ
А4 18,6 464,7 34,5 2,2 СВ
В4 18,5 211,5 31,8 СЗ
А5 19,0 594,9 30,5 2,3 СВ
В5 19,1 256,4 28,6 СЗ
А6 19,0 273,9 24,9 1,9 СВ
В6 19,1 141,2 26,8 СЗ
Для расчётов латеральной анизотропии были использованы результаты лабораторных исследований керна со скважины В13, где къ - значение латеральной проницаемости по керновым данным, 8№С - значение остаточной водонасыщенности, ап - значение латеральной анизотропии.
Также в ходе расчётов были использованы данные литологического анализа с целью детального изучения направленности зёрен пород. В соответствии с этими данными были получены окончательные результаты направленности зёрен, которые были представлены в виде стереограммы на рис. 5 слева. Как можно видеть, направление латеральной анизотропии по результатам керновых и литологических исследований совпадают.
В дополнение, была также построена стереограмма, отражающая направление трещин с той целью, чтобы отметить, что в данном случае анизотропия проницаемости связана не только с направленностью зёрен породы, но также наличием трещин определенной направленности (рис. 5 справа).
Направление трещин
Залеченные трещины
Направление доминирующих растягивающих напряжений
Рис. 5. Направления улучшенных и ухудшенных фильтрационных свойств (слева) и направления трещин (справа)
Исследование вертикальной анизотропии проницаемости происходило по лабораторным исследованиям с нескольких скважин (В13, XI, Х2). Общепринятым считается, что при наличии двух и более значений измерений проницаемости их осреднение должно проводиться по определенному принципу. Так, для измерений проницаемости горизонтально напластованию применяется арифметическое осреднение, а для измерений проницаемости перпендикулярно напластованию - гармоническое осреднение. Отмечается, что большинство исследований по анизотропии показывают, что эти методы часто недействительны. Однако ввиду ограниченности данных применение других методов в данном случае является неподходящим или
невозможным. Результаты исследований анизотропии проницаемости по керновым данным представлены в табл. 3.
Таблица 3
Результаты исследований анизотропии по керновым данным
Скважина Пластовые характеристики
Вертикальная анизотропия (гарм. сред.), Oz Латеральная анизотропия (арифм. сред.), ah Угол, 0 Направление анизотропии
D13 1,86 2,13 55 СВ
X1 0,21 - - -
X2 0,5 - - -
Направления латеральной анизотропии по результатам керновых и литологических исследований совпадают. Анизотропия проницаемости связана не только с направленностью зёрен породы, но также с наличием трещин определенной направленности.
Список литературы
1. Пятибратов П. В., Аубакиров А. Р. Оценка влияния анизотропии пласта по проницаемости на эффективность циклического заводнения // Экспозиция нефть газ. 2016. № 5. С. 35-37.
2. Dussan V., E. B., Anderson, B. I., & Auzerais, F. M. Estimating Vertical Permeability From Resistivity Logs // Society of Petrophysicists and WellLog Analysts. Schlumberger-Doll Research. 1994. P. 1-25.
3. Wannell, M. J., Colley, N. M., & Halford, F. R. The Use of a New Technique To Determine Permeability Anisotropy // Society of Petroleum Engineers. Schlumberger Evaluation & Production Services. 1993. P. 489-495.
4. Панков М. В., Белозеров В.Б., Мангазеев П.В. Анализ Разработки Крапивинского нефтяного месторождения // Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела: отчёт. Томск, 2004. 425с.
5. Продукция. Стандартный образец проницаемости и пористости полноразмерного керна / Приборостроительная компания ЭкогеосПром. Электрон. дан. Тверь. Официальный сайт, 2018 [Электронный ресурс]. URL: http://ecogeosprom.ru/product/standart/standart_23.html (дата обращения: 05.08.2018).
Ермеков Роман Игоревич, асп., trommka@maiLru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет,
Меркулов Виталий Павлович, канд. геол.-мин. наук, вед. эксперт, merku-lovvp@hw. tpu.ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет,
Чернова Оксана Сергеевна, д-р геол.-мин. наук, вед. эксперт, cherno-vaos@hw. tpu.ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет,
Коровин Михаил Олегович, канд. геол.-мин. наук, инженер, ko-rovinmo@hw. tpu.ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет
DA TAILED MICROSCOPIC STUDIES OF LITHOLOGICAL FEA TURES IN AN ANISOTROPIC SAND RESERVOIR
R.I. Yermekov, V.P. Merkulov, O.S. Chernova, M.O. Korovin
The paper deals with the problem of determining permeability anisotropy required to build a field simulation model in context of available data. It is proposed to use results of microscopic studies of core data and their lithological characteristics by the example of a terrigenous reservoir of the Tomsk Region. The method of sample preparation and direct measurement of the anisotropy value are described. The importance of considering relationship between directions of improved filtration properties and natural cracks of rock samples is emphasized. The results make it possible to achieve an estimated permeability anisotropy based on field input data without major costs.
Key words: permeability anisotropy, anisotropy scale, simulation modeling, development strategy.
Roman Igorevich Yermekov, pastgraduate, ermekov_ri@,irkutskoil. ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University,
Vitaly Pavlovich Merkulov, candidate of geologo-mineralogical sciences, lead expert, merkulovvp@hw. tpu. ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University,
Oksana Sergeevna Chernova, doctor of geologo-mineralogical sciences, lead expert, chernovaos@hw. tpu. ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University,
Mikhail Olegovich Korovin, candidate of geologo-mineralogical sciences, neer, korovinmo@hw. tpu. ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University
Reference
1. Pyatibratov P. V., Aubakirov A. R. Evaluation of the influence of reservoir anisotropy on the permeability of cyclic flooding efficiency // Oil and gas exposition. 2016. no. 5. Pp. 35-37.
2. Dussan V., E. B., Anderson, B. I., & Auzerais, F. M. Estimating Vertical Permeability From Resistivity Logs // Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts. Schlum-berger-Doll Research. 1994. P. 1-25.
3. Wannell, M. J., Colley, N. M., & Halford, F. R. The Use of a New Technique To Determine Permeability Anisotropy // Society of Petroleum Engineers. Schlumberger Evaluation & Production Services. 1993. P. 489-495.
4. Pankov M. V., Belozerov V. B., Mangazeev P. V. Analysis Of the development of the krapivinsky oil field // Center for professional retraining of oil and gas specialists: report. Tomsk, 2004. 425c.
5. Products. Standard sample of permeability and porosity of a full-size core [Electronic resource] / instrument-making company Ecogeosprom. Electron. Dan. Tver. Official site, 2018. URL: http://ecogeosprom.ru/product/standart/standart_23.html, free. Title from the screen. yaz. Rus., eng. Date of access: 05.08.2018 G.
УДК 622.233:622.235.535.2
ПОСТРОЕНИЕ НОМОГРАММЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ БВР В ПРИКОНТУРНОЙ ЗОНЕ КАРЬЕРА
С.Н. Жариков, В.А. Кутуев
Представлены некоторые результаты исследований в направлении изучения сейсмики взрывов выемочных блоков. Вопросы и решения по изучению распространения в горном массиве волновых процессов описаны специально для горных инженеров с минимальными теоретическими отступлениями и выделением максимального практического значения. Представлены методические разработки Института горного дела Уральского отделения Российской академии наук для определения защитных мероприятий от воздействия взрывных работ на охраняемые объекты в зависимости от массы ВВ в ступени замедления, коэффициента грунтовых условий и допустимой скорости сейсмических колебаний.
Ключевые слова: сейсмическое действие взрыва, сейсмоустойчивость, взрывные работы, разрушение горных пород, физико-механические свойства горных пород, безопасные расстояния.
Введение
За период более 14 лет работы Лаборатории разрушения горных пород Института горного дела УрО РАН (ЛРГП ИГД УрО РАН) на различных предприятиях Урала, Сибири, Казахстана в направлении измерений сейсмики взрывов накопился значительный объем данных. Анализ этих материалов показал, что имеются отклонения измеренных значений от предварительно рассчитанных по методическим рекомендациям [1]. Дальнейшее изучение причин отклонений привело к оценке структурных особенностей залегания горных пород и позволило выразить связь допустимой скорости колебаний в зависимости от прочностных характеристик массива при различном коэффициенте структурного ослабления. Сам коэффициент структурного ослабления является не строго определяемой величиной, т.к. пока нет методов точного описания массива, и значение этого коэффициента устанавливается в приближении. При этом в последнее
