Детализация трассерных исследований особенностей перетока флюидов в анизотропном песчаном коллекторе Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 551.1/.4

ДЕТАЛИЗАЦИЯ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ОСОБЕННОСТЕЙ ПЕРЕТОКА ФЛЮИДОВ В АНИЗОТРОПНОМ

ПЕСЧАНОМ КОЛЛЕКТОРЕ

Р.И. Ермеков, В.П. Меркулов, О.С. Чернова, М.О. Коровин

Рассматривается проблема исследования анизотропии проницаемости и способов нахождения её величины. В качестве рационального способа решения проблемы предлагается совместное использование данных микроскопических исследований литологиче-ских особенностей керновых данных, результаты трассерных исследований рассматриваемого участка и постинтерпретационные исследования данных ГИС. Эти исследования являются наиболее часто проводимыми и доступными в ходе разработки месторождений. Описывается получение физико-гидродинамических характеристик коллектора с помощью гидравлических единиц потока на основе керновых данных и данных ГИС. В результате, было выделено 8 единиц, отражающих определенные фации, составляющие коллектор. По результатам трассерных исследований, установлены доминирующее направление перетоков закачиваемых агентов в северо-западном направлении под углом около 45 градусов. Полученные итоги могут быть применены в дальнейшем при геолого-гидродинамическом моделировании участка.

Ключевые слова: анизотропия проницаемости, масштаб анизотропии, гидродинамическое моделирование, система разработки.

На основании исходных данных и степени изученности проблемы исследования анизотропии проницаемости было принято, что целью данной работы является изучение влияния анизотропии проницаемости на гидродинамическое моделирование и оптимизацию разработки северного блока нефтяного месторождения Б.

Были установлены следующие задачи:

а) изучить основные методы определения анизотропии и провести их сравнение;

б) выполнить построение геолого-гидродинамической модели месторождения;

в) сравнить результаты расчётов изотропной и анизотропной моделей с фактическими данными;

г) оценить влияние анизотропии на разработку.

В нашей стране явление анизотропии часто исследуют по изменению упругих свойств горных пород [1]. С помощью ультразвукового структурного анализа проводят измерение скоростей волн на ориентированных образцах индикатрисы скоростей. Форма индикатрисы и полученные абсолютные значения упругих параметров будучи зависимыми от минерального состава и преобразований в породе позволяют провести оценку анизотропии проницаемости.

Стоит отметить, что под большим вопросом до сих пор остается формирование универсальной методики по нахождению величины анизотропии проницаемости для месторождений с различными свойствами и геологией. Более того, необходимо более углубленное понимание процесса изменения анизотропии проницаемости продуктивных пластов в ходе разработки.

Исходя из выше описанного, можно отметить, что исследование анизотропии проницаемости требует наличия множества научных и экспериментальных данных для своего изучения. Основной причиной необходимости большого количества информации является индивидуальность происхождения и сложность данного явления. Однако, подготовка такого объема материала, часто специфического значения, в основном, остается второстепенной задачей на этапе изучения месторождений. Поэтому, границы исследования самого явления анизотропии нередко имеют локальный характер.

В рамках данной работы, рассматриваются следующие способы изучения анизотропии: исследования, проводимые на шлифах и плагах керно-вых образцов пород, трассерные исследования с красящим индикатором и постинтерпретационные исследования данных ГИС [2]. Данные способы являются наиболее доступными с точки зрения источников информации, так как являются частью обязательных исследований в ходе разработки.

В качестве основного объекта исследования в данной работе является северный участок нефтяного месторождения Б.

Физико-гидродинамическая характеристика коллекторов. Согласно общей методике, основой для количественной интерпретации данных ГИС является анализ данных лабораторных исследований керна с целью выявления основных особенностей литологии и петрофизических свойств образцов пород. Сам алгоритм интерпретации данных ГИС имеет стандартный вид и на данном участке был следующим:

а) проведение поинтервальной привязки показаний кривых ГИС с точками керновых данных скважин;

б) проведение отбора опорной скважин для дальнейшей нормализации показаний ГИС с других скважин на неё;

в) определение подходящей модели глинистости (ПС, гамма каротаж

(ГК);

г) определение зависимости для кривой пористости;

д) определение зависимости для кривой водонасыщенности;

е) поиск зависимости для кривой проницаемости.

Как можно сделать выводы из геологического описания, породы-коллектора пласта Ю13 характеризуются высокой неоднородностью и сильным отличием ФЕС. В связи с этим расчёт проницаемости по данным интерпретации пористости ГИС с использованием стандартной полулогарифмической зависимости «пористость - проницаемость» был неудовлетворительным:

1пк=а+Ь-ф, (1)

где 1пк - логарифм проницаемости по керну; а, Ь - коэффициенты уравнения прямой; ф - пористость по керну.

Предполагается, что такие методы, основанные на регрессии, игнорируют разброс экспериментальных данных и таким образом отражают сглаженное распределение проницаемости. Это не позволяет воспроизводить реальной картины вариации параметра (например, высокопроницаемые про-пластки). В качестве альтернативы был использован подход, основанный на гидравлических единицах потоках. Согласно [4] данный подход позволяет найти несколько характерных типов породы, которые были сформированы в подобных седиментационных и диагенетических условиях, что выражается в близкой геометрии пор и ФЕС. Сама классификация гидравлических единиц основана на теории пористой среды как пучка капилляров. Такое допущение позволило получить теоретическое выражение для проницаемости модели идеального грунта, которое сочетает в себе уравнение Дарси и Пуазейля:

к=г--Ф , (2)

8 Ф"

где к - проницаемость; г - радиус пор; фе - эффективная пористость.

Такое простое выражение показывает, что радиус и форма пор являются фактором пропорциональности между пористостью и проницаемостью. Позднее, Кармен и Козени получили модифицированное соотношение для более реалистичной пористой среды за счёт применения среднего гидравлического радиуса пор, выраженного через удельную поверхность пор и фактор извилистости поровых каналов:

_ ф/ 1 , (3)

к =

(1-фе У

^ Г £ 2

5

где к - проницаемость, фе - эффективная пористость, Fs - параметр формы, т - параметр извилистости, Бр - площадь поверхности пор на единицу объема.

Однако, группа известная как константа Козени, является неизвестной для конкретных типов пород и не учитывает величину удельной поверхности породы БёУ. Поэтому, вместо неё используется индикатор гидравлического типа коллектора включающий в себя основные параметры геометрии порового пространства. Также, с ним применяется дополнительный параметр индекса качества коллектора (Я01), который описывает средний гидравлический радиус поровых каналов.

(4)

где FZI - индикатор гидравлического типа коллектора; Fs - параметр формы; т - параметр извилистости; - площадь поверхности пор на единицу объема.

Я£>1=0,0314у/к / фе, (5)

где ВО! - параметр индекса качества коллектора; 0,0314 - коэффициент для промысловых систем единиц (мД).

Соотношения индикатора гидравлического типа коллектора и параметра качества коллектора записываются следующими формулами:

Я£>1 = ф ЕХ1, (6)

где

ф =-Ф-. (7)

" 1-Фе

При графической интерпретации, Г21 определяются отсечением по оси при Я21=1 на графике зависимости ЯО1 от Г21 в билогарифмических координатах. На графике они лежат на параллельных прямых. Эти линии и есть отдельные гидравлические единицы потока, охарактеризованные своим значением ^1. Поэтому, поиск зависимости, позволяющей выполнить расчёт кривой проницаемости, может быть выполнен по формуле

к = 1014 (га)2 - фе> . (8)

( ) (1-фе )2

Таким образом, можно видеть, что для каждого выделенного типа коллектора существует взаимосвязь между статическими (распределение пористости по размеру пор) и динамическими параметрами (абсолютная и фазовая проницаемости, функция капиллярного давления). Средние характеристики каждого типа коллектора отражены в табл. 1, а интерпретированные данные по коллекторским свойствам в табл. 2.

Методы исследования анизотропии. Целью трассерных исследований скважин (индикаторные) является определение присутствия фильтрационных каналов в пласте, имеющих аномально низкое сопротивление к фильтрации. Данный метод позволяет определить мероприятия по геолого -техническим работам и установить эффективность текущей системы разработки объектов [5]. Само исследование заключается в вводе определенного специального реагента в контрольную нагнетательную скважину, который вытесняется к проверочным добывающим скважинам. Движение реагента к добывающим скважинам возможно только при существовании бесперебойной подачи воды в нагнетательной скважине (рис. 1).

Одновременно, на устьях добывающих скважин проводится отбор проб с целью выявления наличия и количества трассерного индикатора. Результаты исследования позволяют оценить гидродинамическую сообщае-мость между добывающими и нагнетательными скважинами, определить эффективность охвата залежи заводнением и, тем самым, выявить направление анизотропности свойств в макромасштабе.

Таблица 1

Средние характеристики гидравлических единиц потока коллекторов

Тип коллектора FZI, мин FZI, среднее Средняя пористость, д.е. Средняя абс. проницаемость (по воде), мД Седиментологиче-ская характеристика

1 3,5 4 0,207 300 Среднезернистые песчаники, хорошо

2 2,5 3 0,191 100 отсортированные; фация гребневой частивдоль берегового бара

Средне- мелкозер-

нистые песчаники;

3 1,7 2,1 0,182 40 фация гребневой части вдольберего-вого бара

Мелко- среднезер-

нистые песчаники с

4 1,2 1,4 0,172 17 послойной нефтена-сыщенностью; фация склона баровых тел

Мелкозернистые

песчаники и алев-

5 0,6 0,9 0,167 6 ролиты с прослойками глинисто-углистого детрита

6 0,4 0,5 0,139 1,3 Песчано-алеврито-глинистые породы

Фация зон волне-

7 0,2 0,3 0,129 0,3 ния; присутствие разного типа слоистости

8 0 1,8 0,113 0,05 Алеврито-глинистые породы

Таблица 2

Коллекторские свойства пласта Ю1__

Пласт Значения Общая толщина, м Эффективная. толщина, м Ф, % % к, мД

мин 4,7 3,8 14 21 4

Ю13 макс 20,2 19,1 18 100 228,4

сред 13,2 10,6 16 55 27,2

Нагнетательная скважина

Ю1

Добывающая скважина

О

*........

Рис. 1. Принципиальная схема проведения трассерных исследований

Кроме этого, по результатам исследования определяют:

а) наличие перетоков между пластами;

б) герметичность зон пласта;

в) распределение потоков фильтрации в пласте;

г) эффективность некоторых способов повышения нефтеотдачи пласта

и др.

Для оценки результативности принимаемых мер по улучшению разработки, спустя 8-10 месяцев проводятся дополнительные исследования, которые указывают на уровень устойчивости примененных технологий к степени жёсткости заводнения, размыву воды и т.д.

Построение геологической и гидродинамической моделей флюи-донасыщения. Заключительным шагом построения геологической модели в основном является насыщение её флюидами и проведением подсчёта геологических запасов. Важным здесь являлся поиск метода насыщения, уровней зеркала свободной воды и водонефтяного контакта (ВНК). Уровень зеркала свободной воды был использован согласно данным [3, с.53] и составил 2630 метров. Насыщение модели флюидами было выполнено по известному выражению /-функции в каждой ячейке модели:

Рс4кГф = Ар^[кйф = J = „^ ), (9)

а-еоБ В

где Рс - капиллярное давление (Па); о - сила межфазного натяжения (Н/м); 0 - краевой угол смачивания (0); Ар - разность плотностей нефти и воды

3 2

(кг/м ); g - ускорение свободного падения

(м/с2); И - высота гидростатического столба жидкости (м); / - /-функция; - зависимость от водонасы-щенности.

Как можно видеть, /-функция имеет зависимость от водонасыщенно-сти Следующее действие заключилось в поиске уровня ВНК, так как его глубина может играть значительную роль на подсчёт геологических запасов. Поиск ВНК осуществлялся итеративным способом через создание фильтра с уровнем водонасыщенности соответствующего остаточной нефтенасыщен-ности. В результате, была получена величина равная 2628,17 метра (рис. 2).

Высота ВНК составила 1,83 метра, что является характерным для коллектора с хорошими ФЕС.

^ ^ 500 100^^50^000^^500т 1:50000

Рис. 2. Поперечный разрез по параметру насыщения с указанием уровня ВНК

Результаты исследований. Изучение анизотропии с помощью трас-серных исследований является прекрасным способом для оценки явления в макромасштабе. На рассматриваемом участке, трассерные исследования проводились на нагнетательных скважинах Б2 и Б6 (рис. 3). Радиус исследований составил около двух километров. Наблюдения продолжались два месяца.

Для проведения исследований в указанные нагнетательные скважины были добавлены шесть кубических метров водных растворов с нитромонмо-нофосфатом при начальной концентрации 25 граммов на литр (скважина Б2) и флуоресцеина натрия при начальной концентрации равной 1,17 граммов на литр (скважина Б6) [6]. Движение жидкости с трассерами отслеживалось отбором проб на наблюдательных добывающих скважинах. Химический анализ образцов позволял провести количественное и качественное определение содержания индикаторов. В ходе исследований было выявлено наличие хорошей гидродинамической связи между представленными нагнетательными скважинами.

Согласно результатам, закачиваемая вода движется внутри площади исследования по высокопроницаемым фильтрационным каналам в объеме 453,54 м3.

Наиболее мощный поток наблюдался из нагнетательной скважины Б2, движущегося в северо-восточном направлении к добывающим скважинам D7 (23,58 %) и D8 (44,17 %). Общая емкость потока составила 67,75 %. В то же время, вторым по мощности фильтрационным каналом (54,02 %) являлся канал, протягивающийся с нагнетательной скважины D6 до тех же добывающих скважин D7 и D8, т.е. на юго-запад (рис. 3). Количество индикаторов каждой добывающией скважины в области рассмотрения показано на рис. 4.

Глубина, м

-2500.00 Легенда

■2600.00 Нефть

--2620.00 □ 'Л/.-! Вода

--2640.00 Закачка

Вой

^ ^ 500 ^00^^50^200^^500т 1:50000

Рис. 3. Карта движения индикаторов от нагнетательных

скважин D2 и D6

Таким образом, нагнетательные скважины D2 и D6 в целом определяли гидродинамическую обстановку в наблюдаемом регионе. Как факт можно отметить наличие слабого охвата залежи заводнением и отсутствие эффективного воздействия на другие добыв ающие скважины. Также такие результаты отражают слабое воздействие на вытеснение других нагнетательных скважин. Как следствие, можно отметить, что движение индикаторов происходило под углом 45о. Этот факт подтверждает результаты керновых исследований и позволяет надежно оценить направление горизонтальной анизо-

тропии в макромасштабе. К сожалению, трассерные исследования не позволяют оценить эффект вертикальной анизотропии.

Область нагнетательной скважины D2

Область нагнетательной скважины D6

Рис. 4. Количество индикаторов в наблюдательных добывающих

скважинах

Сектор месторождения детально изучен путём анализа перетоков по трассерным исследованиям. Получено преобладающее северо -западное направление движения флюидов, интегрировано в гидродинамическую 3Д-модель.

Список литературы

1. Меркулов В.П., Краснощекова Л.А. Исследование пространственной литолого-петрофизической неоднородности продуктивных коллекторов месторождений нефти и газа // Известия Томского политехнического университета. 2002. Т. 305. № 6. С. 296-303.

2. Cosan A. Measuring Permeability Anisotropy: The Latest Approach // Oilfield Review. 1994. Vol. 6. №4. P. 24-35.

3. Панков М.В., Беозёров В.Б., Мангазеев П.В. Анализ Разработки Крапивинского нефтяного месторождения // Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела. Томск, 2004. 425 с.

4. Amaefule, J.O, Altunbay, M., Tiab, D, Kersey, D.G., and Keelan, D.K, Enhanced Reservoir Description: Using core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeability in uncored intervals/wells // SPE 26436, presented at 68th Ann. Tech. Conf. And Exhibit, Houston, Tx. 1993.

5. Трассерные исследования // СНК. Ноябрьск [Электронный ресурс]. URL: http://snkoil.com/tekhnologii-i-uslugi/trassernye-issledovaniya/ (дата обращения: 20.08.2019).

6. Отчёт трассерных исследований Крапивинского месторождения. Томск, 2003. С. 149-166.

Ермеков Роман Игоревич, асп., ermekov_ri@irkutskoil. ru, 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, korovinmo@hw. tpu. ru, Россия, Томск, Национальный исследовательский Томский политехнический университет

DETAILED TRACER STUDIES OF FLUID FLOW IN AN ANISOTROPIC SAND

RESERVOIR

R.I. Yermekov, V.P. Merkulov, O.S. Chernova, M.O. Korovin

The paper deals with the problem of studying permeability anisotropy and ways of finding its value. As a rational way of solving the problem, it is proposed to use microscopic studies of lithological core features, results of tracer studies and post-interpretation studies of logging data together. These studies are the most frequently conducted and available during field development. Obtaining physical and flow characteristics of a reservoir using hydraulic flow units based on core and logging data is described. As a result, 8 units were selected, reflecting certain facies that make up the reservoir. According to results of tracer studies, the dominant flow direction of injected agents in the north-west direction at an angle of about 45 degrees has been established. The results can be appliedfurther in construction of reservoir model.

Key words: permeability anisotropy, anisotropy scale, simulation modeling, development strategy

Roman Igorevich Yermekov, postgraduate, 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, engineer, ko-rovinmo@hw. tpu. ru, Russia, Tomsk, Tomsk Polytechnic University

Reference

1. Merkulov V. P., the city of L. A. the Study of spatial Noi lithologic and petrophysical heterogeneity of productive reservoirs of oil and gas deposits // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. 2002. T. 305. No. 6. P. 296-303.

2. Cosan A. Measuring Permeability Anisotropy: The Latest Approach // Oilfield Review. 1994. Vol. 6. No. 4. P. 24-35.

3. Pankov M. V., Beozerov V. B., Mangazeev P. V. Analysis Of development of krapivinsky oil field / / Center of professional re-training of oil and gas specialists. Tomsk, 2004. 425 PP.

4. Amaefule, J. O, Altunbay, M., Tiab, D, Kersey, D. G., and Keelan, D. K, Enhanced Reservoir Description: Using core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeability in uncored intervals/wells // SPE 26436, presented at 68th Ann. Tech. Conf. And Exhibit, Houston, Tx. 1993.

5. Tracer studies // SNK. - Nov. [Electronic re-source]. URL: http://snkoil.com/ tekhnologii-i-uslugi/trassernye-issledovaniya/ (accessed 20.08.2019).

6. Report of tracer studies of krapivinsky Deposit. Tomsk. 2003. Pp. 149-166.

УДК 622.2

ГАЗОВЫДЕЛЕНИЕ С ПОВЕРХНОСТИ ОБНАЖЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ

Д.Р. Каплунов, А.Н. Качурин, О.А. Афанасьев, В.П. Стась

Предлагается процесс газовыделения с поверхности обнажения калийных пластов описывать одномерным уравнением параболического типа с источником, учитывающим динамику десорбции газа. При этом десорбция газа в веществе полезного ископаемого в горном массиве убывает во времени по экспоненциальному закону. Задача решается для полубесконечного пространства и граничного условия первого рода. Получены формулы для инженерных расчетов.

Ключевые слова: газовыделение, горная порода, массив, десорбция газа, прогноз, подготовительная выработка, фильтрация, математическая модель.

Высокопроизводительные технологии комбайновой проходки подготовительных выработок по горным породам приводят к существенному увеличению газовыделения с поверхности обнажения горных пород. Содержится метан, тяжелые углеводороды, сероводород, азот и углекислый газ. Таким образом, газовая смесь находится под некоторым избыточным давлением в порах и трещинах калийного пласта и выделяется в атмосферу подготовительной выработки в режиме фильтрации. При этом следует отметить низкое значение газовой проницаемости горных пород, что является причиной ламинарного режима фильтрации. Следовательно, считая процесс фильтрации одномерным, поле давлений газовой смеси (газа) можно приближенно описывать следующим линеаризованным уравнением [1 - 3]:

_ ¥ = (D

где к = к(; ю = 2ßpöaoo(раmap^ ; к - пьезопроводность горной породы; ю - параметр интенсивности десорбции газа; m, к - пористость и газовая проницаемость горной породы соответственно; ц - динамическая вязкость газа; ар - параметр линеаризации уравнения фильтрации; ß -константа скорости процесса десорбции газа; pa - атмосферное давление; - сорбци-