CC BY
243
УДК: 622.276
P.C. Хисамов1, В.Г. Базаревская2, Т.И. Тарасова2, H.A. Бадуртдинова2,
А.Н. Мартынов2, E.H. Дудаева2
'ОАО «Татнефть», Альметьевск 2ТатНИПИнефть, Бугульма bazarevskaya@tatnipi.ru
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ В КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ С ЦЕЛЬЮ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОГО ЗАЛОЖЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
В условиях современной изученности недр, когда внимание в индустрии всё больше смещается от истощенных разработкой поровых резервуаров в сторону нетрадиционных резервуаров, фильтрационно-ёмкостные свойства которых определяются трещиноватостью, все больший интерес и интенсивное развитие приобретают методы, позволяющие прогнозировать зоны с повышенными фильтрационными характеристиками. Поэтому весьма актуальным представляется выявление закономерностей формирования высокопроницаемых зон, оценки роли тектонических факторов в образовании и размещении зон разуплотнений и трещиноватости в карбонатных отложениях, а также нефтескоплений в них. Результаты исследований в данной работе связаны с определением направления главных зон разуплотнения (систем трещин - открытых трещин и их связь с дебитами скважин и обводненностью) с целью выбора оптимального направления горизонтальных стволов скважин.
Ключевые слова: трещиноватость, профилеметрия, дебиты скважин, полный уход бурового раствора, модель зон разуплотнения.
Более 60% добываемой в настоящее время нефти в мире приурочено к карбонатным коллекторам. В связи с этим проблема изучения карбонатных трещинных коллекторов в последние годы приобрела весьма актуальное значение. Во всем мире геологическое моделирование зон разуплотнения выполняется в программных пакетах известных фирм: FracaFlow компании Beicip Franlab, Irap RMS компании Roxar, Petrel компании Schlumberger и др. Для использования любого программного комплекса по выделению зон разуплотнения необходим статический набор данных: керн ориентированный (исследования в шлифах и на полноразмерном керне); скважинные имидже-ры, данные сейсморазведочных работ 2D, 3D, СЛБО, АКГИ, НВСП; динамические данные (о потерях бурового раствора, испытаниях скважин, ГДИ), промысловые данные (профиль притока скважины и гидродинамический каротаж) и т.д. Возможности стандартного комплекса ГИС для определения проницаемости трещинного коллектора ограничены: параметры трещинного коллектора, влияющие на проницаемость, не определяются традиционными методами ГИС; большинство параметров крупных трещин не определяется по керну; емкость трещин (до 1-1,5%) лежит в пределах погрешности скважинных методов измерений; определение полной проницаемости сложно-построенного коллектора по данным ГИС на современном этапе невозможно. Поэтому необходимо для изучения трещиноватости целевых интервалов в скважинах использовать наряду с отбором ориентированного керна и нижеперечисленный комплекс ГИС: акустический имид-жер САС-90, электрический микросканер MCI; волновой акустический каротаж ВАК-8; волновой акустический каротаж ВАК-8Т с модулем инклинометрии; многополюсный каротаж визуализации MPAL 6620(КНР); азимутальный электрический сканер АЭСБ-73; поляризационные методы сейсмокаротажа.
Рассмотрим на примере возможность прогнозирования зон разуплотнения в карбонатных башкирско-серпуховских отложениях Ромашкинского месторождения. На территории Куакбашской площади расположены залежи нефти, приуроченные к карбонатной толще верейских, башкирских и серпуховских отложений (залежи 301-303) нижне- и среднекаменноугольного возрастов. Отложения башкирского яруса, общей толщиной пласта до 44 м, с несогласием залегают на породах серпуховского яруса (до 57 м) и гидродинамически связаны, в связи с этим, имеют единый водо-нефтяной контакт на абсолютной отметке минус 543 м. Залежи в пределах Куакбашского вала ЮжноТатарского свода приурочены к резервуару, фильтрационно-ёмкостные свойства которого определяются трещиноватостью. Практика показывает, что эффективность геологоразведочных работ и разработки залежей нефти, связанных с коллекторами трещинного и смешанного типа, гораздо ниже, чем в традиционных коллекторах порового типа. Такие залежи относят к сложнопостроенным, а их запасы к трудноизвлекаемым. Поиски, разведка и разработка таких залежей значительно затруднены из-за резкой изменчивости фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. Поэтому весьма актуальным представляется выявление закономерностей формирования высокопроницаемых зон, оценки роли тектонических факторов в образовании и размещении зон разуплотнений и трещино-ватости в карбонатных отложениях, а также нефтескопле-ний в них.
Накопление осадков в серпуховское время, в связи с усилением тектонических движений положительного знака, происходило как в относительно углубленных участках донного рельефа шельфового мелководья, так и на мелководье. В первом случае происходило формирование изве-стковистых илов, во втором - осолонение вод бассейна, что привело к доломитизации известковых органогенных
^^^^м^дш •— научно-технический журнал
Георесурсы 4 (54) 2013
илов. В конце протвинского времени произошел резкий подъем территории, что обусловило интенсивный размыв и выщелачивание ранее накопленных осадков. Сформированные карбонатные породы, характеризующиеся высокой первичной ёмкостью (комковатые, органогенно-дет-ритовые известняки), в фазу эпигенеза подвергались интенсивным процессам выщелачивания. Последующие процессы сульфатизации и кальцитизации ухудшили сформировавшуюся высокую вторичную пористость пород. Пористость отложений серпуховского яруса варьирует от 0,7 до 21,5%, трещинная проницаемость от 0,1 до 92,3-10-3 мкм2. Доля нефтенасыщенных пород в эффективных прослоях составляет 23%. Доля пятнисто нефтенасыщенных пород там же достигает 65%, а без признаков нефти - 12%.
Начало башкирского века характеризуется неравномерным погружением территории, неустойчивым тектоническим режимом, частой сменой знаков колебательных
движений, что обусловило наличие размывов карбонатных пород. Неустойчивость палеогеографической обстановки обусловила развитие различных пород от глин до доломитов и органогенно-обломочных известняков с низкой первичной и довольно высокой вторичной пористостью с их отложением не только на сводах и крыльях поднятий, но и в межструктурных понижениях. Пористость пород башкирского яруса варьирует в пределах 1,1-29,3%, проницаемость - от 1,7 до 348,4-10-3 мкм2. В 2007 году по скважинам 302-303 залежей проведена переинтерпретация ГИС, которая показала, что при наличии сульфатных включений (ангидрита и гипса) пористость, рассчитанная по ГИС, завышается. Доля нефтенасыщенных разностей пород в эффективных прослоях составляет 87%.
В разные годы вопросами наличия трещин в породах и возможностями увеличения дебитов УВ за счет вовлечения в разработку трещиноватых коллекторов верейских, башкирско-серпуховских отложений занимались специа-
№ п/п Автор Источник Направление трещиноватости Примечание
1 Лобанов П.Б., Бадамшин Э.З. Особенности геологии и нефтегазоносности башкирской залежи Куакбашского месторождения нефти в связи с вводом в разработку. Сб. КГУ, 1987 г. верейский гор-т - наклонные макротрещины; башкирский ярус- вертикальные (северо-запад); протвинский гор-т - вертикальные, наклонные и хаотические макротрещины.
2 Амиров А.Н., Ишуев Т.Н. Исследования методом ВСП глубоких скважин и развитие методики и техники изучения околоскважинного пространства. Отчет опытно-производственной партии № 23/89, 1991 г. башкирский ярус+ протвинский гор-т - северо-восток и юго-восток /*»
3 Шалин П.А., Базаревская В.Г. Комплексные исследования по уточнению геологического строения и изучению характера распространения трещиноватости пород осадочного чехла 301-303 залежей. Отчет, Бугульма, 2002 г. верейско-серпуховские отл-я - север-северовосточное fr
4 Губайдуллин A.A. Комплексный анализ результатов выполненных исследований по оценке трещиноватости коллекторов залежей 301-303, разработка геолого-гидродинамических моделей и технологии их эффективной разработки. Отчет, Бугульма, 2003 г. верейский гор-т - преобладают наклонные, кроме того вертикальные, горизонтальные, хаотические; башкирский ярус- преобладают вертикальные, кроме того, наклонные хаотические, горизонтальные;протвинский гор-т - преобладают вертикальные, наклонные и хаотические t\ ш
5 Доронкин А.К. Подготовка данных, необходимых для бурения горизонтальных скважин на Куакбашской площади (залежи 301-303). Отчет сейсмокаротажной партии № 24/2002. Бугульма, 2003 г. верейско-серпуховские отл-я - юго-восточное, субширотное, субмеридиональное <-k> V A
6 Курочкин Б.М., Хисамов P.C. К вопросу использования закономерностей развития трещиноватости при бурении горизонтальных скважин. Нефтепромысловое дело, 2/2003. башкирский ярус - с юго-запада на северо-восток s
7 Нуртдинова Г.Н. Обобщение физико-литологических и геологических данных пилотной скважины 38275г, с целью разработки прогнозной модели строения участков на залежах 301-303. Отчет, Бугульма, 2004 г. башкирский ярус и протвинский гор-т -субвертикальное (18-19°) и субгоризонтальное (44-78°) b>
8 Лиходедов В.П., Садреева Н.Г. и др. Технологическая схема разработки верейских, башкирских, серпуховских отложений карбона Ромашкинского нефтяного месторождения. Бугульма, 2005 г. башкирский ярус+ протвинский гор-т - юго-восточное - северо-западное \
9 Антонов Г.П. Индикаторные исследования протвинский гор-т - юго-восток - юго-запад
10 Хисамов P.C., Нурмухаметов P.C., Хамидуллин М.М., Нечваль C.B., Галимов И.Ф. Характер преждевременного обводнения карбонатных коллекторов залежи 302 Ромашкинского месторождения. Нефтепромысловое дело, 2/2006. башкирский ярус - вертикальная и наклонная трещиноватость t\
11 Гуськов Д.В. Прогноз зон развития трещиноватости карбонатных коллекторов с целью повышения эффективности разработки залежей 302-303 Ромашкинского месторождения. Автор. Диссертации, 2013 г. башкирско-серпуховский ярусы - нелокальных поднятиях субвертикальные трещины образованы в кровле карбонатного массива, а на отрицательных структурных осложнениях- в подошве массива /
Рис. 1. Выделение направлений трещиноватости по результатам различных исследований.
научно-технический журнал
4 (54) 2013 I еоресурсы
листы разных направлении, которые исследовали как прямые признаки наличия трещин, так и косвенные методы (гидропрослушивание, сеИсмолокация бокового обзора, аэрокосмодешифрирование АКГИ, НВСП, закачка меченых жидкостеИ и определение фронта движения). Определению наличия трещин прямыми методами в последние годы уделяется также большое внимание (отбор керна изолированного, ориентированного, большого диаметра). По результатам различных исследовании выделялись виды разнонаправленной трещиноватости: микро-, мезо-, мак-ротрещиноватость, зоны разуплотнения (Рис. 1).
Территория горного массива пород Куакбашского вала претерпела значительные тектонические воздеиствия, что обусловило широкое развитие в породах этих залежеИ зон разуплотнения, макротрещин, мезотрещин и сопровождающих их микротрещин. Среди макротрещин по данным отбора керна были встречены вертикальные, горизонтальные, наклонные и хаотические трещины. Исходя из геоло-гическоИ и тектонической истории развития Куакбашско-го вала предполагалось, что доминирующее направление трещин в башкирско-серпуховских отложениях - северовосточное; также существуют локальные участки с прогибами северо-западного простирания. В пределах 301-303 залежеИ пробурено более 1500 скважин со вскрытием ниже залегающих отложениИ. На вереИские отложения работают 32 скважины, на башкирские - 271 скважина, на серпуховские - 588 скважин. Всего 891 скважина, из них горизонтальных скважин 127.
Результаты исследованиИ в данноИ работе связаны с определением направления главных зон разуплотнения (систем трещин - открытых трещин и их связь с дебитами скважин и обводненностью) с целью выбора оптимального направления горизонтальных стволов скважин.
Для выделения коллекторов, проницаемых пропласт-ков, определения петрофизических своИств и насыщения коллектора при бурении проводится геофизическиИ комплекс (ГИС): для вертикального ствола - стандартный (КС, ПС, ДС, БК, ИК) и радиоактивныИ (ГК и НГК), для гори-зонтальноИ части - автономныИ малогабаритныИ (АМК-
38178г (288 м)
Горизонт). Из 127 горизонтальных стволов (ГС) длиноИ от 51 до 546 м, вскрывших отложения башкирского яруса и протвинского горизонта серпуховского яруса, по 42 скважинам по ГИС выделено количество интервалов с пористостью > 7,5% по отложениям вереИского горизонта, башкирского яруса и протвинского горизонта серпуховского яруса.
ПервыИ эталонныИ участок с лучевым расположением горизонтальных стволов включает семь скважин, по которым построена роза-диаграмма (Рис. 2). Кривая количества пористых интервалов показывает следующее: наибольшее распространение интервалов с пористостью выше 7,5% происходит в направлении северо-запад - юго-восток. Максимальная величина суммарных толщин преобладает в юго-восточном направлении. НаибольшиИ дебит жидкости отмечается также в юго-восточном направлении. Таким образом, совокупность дебитов, количества пористых интервалов и суммарных толщин и их преобладание в юго-восточноИ части данного участка указывают на наличие зон разуплотнения пород в указанном выше направлении. Данное направление совпадает с направлением трещиноватости, выделенным по индикаторным исследованиям.
На втором эталонном участке из 11 горизонтальных скважин наибольшее количество пористых интервалов выделено в юго-западном направлении. Кривая распределения суммарных толщин по ГИС (Кп>7,5%) указывает на преобладание данноИ величины также в юго-западном направлении. МаксимальныИ дебит жидкости отмечается в скважине, пространственно расположенноИ на юго-западе исследуемого участка. Следовательно, преобладание максимальноИ величины дебита жидкости, количества пористых интервалов по ГИС и их суммарных толщин в юго-западном направлении указывает на наличие здесь зоны разуплотнения пород.
Для определения работающих интервалов, контроля текущего насыщения продуктивных пластов и выработки запасов, в т.ч. для горизонтальных скважин, выполняются исследования профилеИ притока/приемистости скважин,
(256 м)
35580г (158 м)
38079г (306 м)
38092г (456 м)
Рис. 2. Роза-диаграмма по количеству пористых интервалов, их суммарной толщине и дебиту жидкости: а) на ¡участке; б) на II участке. 1 - количество интервалов, 2 - суммарная толщина, 3 - дебит жидкости, м3/сут, 4 - направления движения индикаторной жидкости с максимальной скоростью, 5 - номер скважиныг/длина горизонт. ствола.
^^нзтт научно-технический журнал
МйЬ. Георесурсы 4 (54) 2013
такие как РГД, СТД, ДГД, термометрия, влагометрия, про-филеметрия, измерение давления и т.д. Проанализированный фонд составил 127 скважин, в 53 скважинах (42%) исследования профиля притока/приемистости отсутствуют. Результаты исследований, проведенных в 55 скважинах (43%), по тем или иным причинам не несут исчерпывающей информации. Основными причинами являются:
- непрохождение геофизических приборов в стволе скважины до необходимой глубины в 45 (35%) скважинах;
- геофизический прибор «забит» грязью в 7 (6%) скважинах;
- нарушения эксплуатационной колонны, заколонные перетоки, не информативность представленных результатов и т.д. в 3 (2%) скважинах.
Десять скважин (8%) охвачены исследованиями лишь частично и не дают полного охвата исследованием работы пласта. Лишь в 19 горизонтальных скважинах (15%) из 127 получены каротажи, по которым можно определить рабочие интервалы эксплуатируемого пласта.
Горизонтальные стволы 19 скважин ориентированы по направлениям: по 5 скважин в СВ-ЮЗ, СЗ-ЮВ и С-Ю (суб-меридианальном) направлениях, 4 скважины в З-В (субширотном). Независимо от направления горизонтального ствола фильтрующий интервал по результатам про-филеметрии может составлять от 0,3% до 99% от всей длины открытого горизонтального окончания. В случае, когда работает более 40% открытого ствола (5 скважин из 19 изучаемых), можно судить об относительной однородности вскрытого пласта. Если доля работающей части пласта не превышает 40% (14 скважин из 19 изучаемых), то, вероятно, имеет место значительная латеральная неоднородность коллектора. В этом случае, небольшой пропласток, на который приходится основная доля добычи, является гораздо более проницаемым по сравнению с остальной частью вскрытого продуктивного разреза, что и позволяет ему работать на незначительной депрессии, недостаточной для получения притока из со-
Рис. 3. Распределение наиболее проницаемых («работающих») пропластков по длине горизонтальных участков скважин.
седних пропластков (Рис. 3).
В скважинах с долей работающей части менее 40% наиболее проницаемые интервалы расположены: в части горизонтального ствола, расположенной ближе к точке входа в пласт, называемой «пяткой» горизонтальной скважины; в средней части горизонтального окончания; распределены небольшими интервалами по всей длине горизонтального ствола.
Во всех скважинах, пробуренных в СВ-ЮЗ направлении, количество и толщина работающих интервалов незначительна (0,3-33%), во всех остальных направлениях встречаются скважины как с небольшими работающими толщинами, так и с полностью охваченным дренажем открытым стволом (скв. № 38242Г).
Анализ основных параметров динамики разработки изучаемых скважин показал:
- начальные дебиты жидкости и нефти мало отличаются во всех перечисленных направлениях;
- средняя начальная обводненность скважин, пробуренных в СВ-ЮЗ направлении, гораздо выше (22%), чем в остальных направлениях (от 5,6% до 13,5%);
- самый короткий безводный период (в среднем 3 месяца) в скважинах, пробуренных в СВ-ЮЗ направлении, самый долгий (в среднем 17 месяцев) - в СЗ-ЮВ направлении;
- в скважинах, пробуренных в СВ-ЮЗ направлении, самый высокий показатель средней текущей обводненности (94%) и наименьший средний суточный дебит нефти (0,48 т/с);
- наибольшая доля работающей части вскрытого разреза (в среднем 42,8%) в скважинах, пробуренных в суб-меридианальном направлении, здесь же наименьшая текущая обводненность продукции (в среднем 78,5%).
Необходимо также отметить, что скважины с долей работающей части менее 40% начинают работать с большей обводненностью (14%), чем скважины, эксплуатирующие более 40% вскрытого разреза, где начальная обводненность составляет в среднем 6%. Так же и безводный период в скважинах, предположительно вскрывших зоны разуплотнения (менее 40% работающей части), составляет всего 6 месяцев, тогда как в скважинах с более однородным разрезом (более 40% работающей части) этот показатель в 3 раза выше и составляет в среднем 18 месяцев. Текущая обводненность в скважинах с зонами разуплотнения также выше, чем в стволах, пробуренных в однородном коллекторе, и составляет, соответственно, 89% и 77%. Суточная добыча нефти в скважинах, эксплуатирующих менее
|— научно-техническим журнал
4 (54) 2013 I еоресурсь
Скважины с ПУХ ф (поглощением бурового раствора)
40% вскрытого разреза, составляет 0,94 т/сут, в остальных скважинах (более 40%) - в среднем 2,46 т/сут.
Что касается расположения работающей части относительно всего открытого ствола, прослеживаются следующие закономерности:
- текущая продуктивность пластов не зависит от расположения работающей части разреза и составляет от 9,4 до 10,92 м3/сут;
- наименьший приток жидкости из пласта (в среднем 7,68 м3/сут) в скважинах, где работает только средняя часть
всего ствола. В «пятке» и по всему стволу дебиты приблизительно равны и составляют, соответственно, 11,25 и 11,67 м3/сут;
- текущая обводненность скважин с работающей «пяткой» варьирует от 90-99 %, дебит нефти не превышает 1 т/сут. При работающих интервалах в средней части и по всему открытому стволу средняя текущая обводненность составляет, соответственно, 81 и 88%, де-биты нефти достигают 3,3 и 2,5 т/сут, соответственно.
Интенсивное обводнение добываемой в горизонтальных скважинах продукции связано с высокой скоростью миграции подстилающей пластовой воды к призабой-ной зоне добывающих скважин по проводящим каналам сети вертикальных трещин. Интервалы полного (ПУХ) или частичного ухода бурового раствора при вскрытии подошвы башкирских- кровли серпуховских отложений, встреченные в процессе бурения 332 скважин и обладающие катастрофически высокой приемистостью, сигнализируют о зонах повышенной трещиноватости коллектора. В дальнейшем, в процессе эксплуатации можно прогнозировать недолговременный период безводного режима работы скважин на таких участках. Подобный режим работы на территории верейско-серпуховской залежи встречен в 28 горизонтальных скважинах. Из них 18 скважин, несмотря на высокие технологические показатели, при вводе в эксплуатацию довольно быстро обводнялись в первый же год, переходя от практически безводного режима эксплуатации (до 15%) к добыче продукции с содержанием воды 50-70%.
зоны трещиноватости (по времени обводнения продукции скажин до 80%)
Время обводнения, годы В 0 -1 11-2 12-4 □ 4-7 I 17-40
Рис. 4. Направление зон прогнозной трещиноватости по данным ПУХ и времени обводнения продукции скважин.
Серпуховский ярус Башкирский ярус
N t N t <—>
№ скв. Ож Qh обв. №скв. Ож Он обв. №скв. Ож Он обв. №скв. Ож Он обв. №скв. Ож Он обв. №скв. Ож Он обв. №скв. Ож Он обв. №скв. Ож Он обв.
38201Г 5 ОД 99 35606Г 13 0,3 97 38288Г 4,1 0 99 38303Г 11 ОД 99 38368Г 11 ОД 99 38303Г 11 ОД 99 38289Г 25 0,2 99 38309Г 13 9,5 22
38205Г 31 0,3 99 38280Г 8 7,2 1Д 35594Г 7,4 1,3 83 38251Г 2,7 0,7 72 38288Г 4,1 0 99 38251Г 2,7 0,7 72 38065Г 6,5 од 99 38307Г 9 8,2 1Д
38178Г 13 од 99 38224Г 145 0,1 100 38253Г 6,3 0,2 97 38221Г 6,7 0,7 89 38205Г 31 0,3 99 35606Г 13 0,3 97 35580Г 8,5 од 99 35589Г 8,6 0,2 98
37964Г 25 0,2 99 38158Г IS 0,2 99 38065Г 6,5 ОД 99 38307Г 9 8,2 1Д 38203Г 7,5 0,3 96 38280Г 8 7,2 1Д 38141Г 2 1,1 42 35811Г 19 0,5 97
38116Г 0,7 0,5 21 35553Г 2 0,8 61 38203Г 7,5 0,3 96 38309Г 13 9,5 22 38201Г 5 од 99 38224Г 145 ОД 100 38112Г 11 4,2 61 35900Г 55 1,5 97
35834Г 9 0,1 99 35552Г 6,4 0,2 96 35580Г 8,5 од 99 38225Г 87 1,6 98 38178Г 13 од 99 38225Г 87 1,6 98 38253Г 6,3 0,2 97 38221Г 6,7 0,7 89
35811Г 19 0,5 97 35563Г 2,4 11 38141Г 2 1,1 42 38095Г 8,7 0,9 90 37964Г 25 0,2 99 38195Г 7 1,4 80 max 25 4,2 38169Г 200 7,3 96
35809Г 9,2 0,1 99 38162Г 9,8 ОД 99 35568Г 4,5 од 99 35589Г 8,6 0,2 98 38116Г 0,7 0,5 21 38158Г IS 0,2 99 min 2 ОД max 200 9,5
38176Г 220 8,1 96 37962Г 24 0,2 99 38112Г 11 4,2 61 35582Г 22 0,6 97 38097Г 10 0,3 97 35563Г 2,4 2 11 средн. 9,9 1 min 6,7 0,2
38093Г 78 4,3 95 38164Г 7,3 од 99 38092Г 135 15 89 35900Г 55 1,5 97 38092Г 135 15 89 38162Г 9,8 од 99 средн. 44
35533Г 25 5,7 77 38138Г 5 0,6 88 max 135 15 38169Г 200 7,3 96 38093Г 78 4,3 95 37962Г 24 0,2 99
35537Г 278 26 91 35857Г 9 3,7 58 min 2 0 35531Г 13 5,6 55 35537Г 278 26 91 35582Г 22 0,6 97
max 278 26 35830Г 30 0,3 99 средн. 19 2,2 max 200 9,5 35834Г 9 од 99 38164Г 7,3 од 99
min 0,7 од 35538Г 10 1,9 81 min 2,7 од 35809Г 9,2 од 99 38095Г 8,7 0,9 90
средн. ' 59 ' 3,8 35532Г 21 4,7 77 средн. 36 3,1 38176Г 220 8,1 96 35553Г 2 0,8 61
38079Г 32 10 68 max 220 26 35552Г 6,4 0,2 96
max 145 10 min 0,7 0 35568Г 4,5 ОД 99
min 2 ОД средн. ' 56 ' 3,7 38138Г 5 0,6 88
средн. 21 2 35532Г 21 4,7 77
35538Г 10 1,9 81
35857Г 9 3,7 58
35830Г 30 0,3 99
max 145 7,2
min 2 од
средн. 21 1,3
Рис. 5. Сопоставление дебитов нефти, жидкости и обводненности скважин с направлением их горизонтальным стволов.
научно-технический журнал
МЯЛ. Георесурсы 4 (54) 2013
Впоследствии, спустя 3-4 года эксплуатации, такие скважины имеют обводненность добываемой продукции 9296% и работают на грани рентабельности. При этом средний срок безводного режима 37 месяцев.
При изучении описаний хода бурения 1550 скважин на изучаемой территории выявлено 332 скважины, при бурении которых в интервале башкирско-серпуховских отложений происходил полный уход буровой жидкости. Оси, проведенные по линиям расположения скважин с ПУХ, не имеют строгого направления и ориентированы во все стороны света. Проведено сопоставление осей зон разуплотнения, полученных по коэффициентам продуктивности (Кпрод) и ПУХ. Анализ показал, что совпадение направлений осей разуплотнения по данным двух карт составила 75%, что может служить доказательством того, что и увеличенные значения Кпрод и зоны ПУХ приурочены к зонам разуплотнения или зонам макротрещиноватости.
Проведенное сопоставление местоположения скважин с начальной обводненностью более 20%, зон прогнозной трещиноватости по периоду обводнения скважин с зонами ПУХ показал, что полное совпадение наблюдается в тех зонах, где есть работающие скважины. На территории, где башкирско-серпуховская залежь разбурена только проходящими скважинами, и нет пробуренных скважин на залежь, совпадение не наблюдается (Рис. 4).
На участках проведения исследований методом СЛБО, по которым выделены зоны разуплотнения пород по отложениям башкирского яруса, расположено 27 горизонтальных скважин. Из 27 скважин, участвующих в анализе, 18 скважин находятся в зонах разуплотнения пород, 9 - в более плотных зонах. Среди скважин, расположенных в разуплотненных зонах, направление горизонтального ствола ориентировано как перпендикулярно зонам разуплотнения (северо-запад) (16 скважин - 89%), так и параллельно ей (2 скважины - 11%). Что же касается скважин, расположенных в более плотных зонах, направление горизонтальных стволов ориентировано следующим образом: перпендикулярно зонам разуплотнения (северо-запад) - 2 скважины (22%), параллельно - 7 скважин (78%).
По отложениям протвинского горизонта серпуховского яруса на участках проведения исследований методом СЛБО расположено 25 горизонтальных скважин. Из них 17 скважин находятся в зонах разуплотнения пород, 8 - в более плотных зонах. Среди скважин, расположенных в разуплотненных зонах, направление горизонтального ствола ориентировано как перпендикулярно зонам разуплотнения (северо-запад) (14 скважин - 82%), так и параллельно ей (3 скважины - 18%). Что же касается скважин, расположенных в более плотных зонах, направление горизонтальных стволов ориентировано следующим образом: перпендикулярно зонам разуплотнения (северо-запад) - 1 скважина (12,5%), параллельно - 7 скважин (87,5%).
Анализ дебитов жидкости и нефти по башкирским отложениям показал следующее: максимальное среднее значение дебита жидкости наблюдается
в скважинах, расположенных в более плотной зоне по данным СЛБО с направлением горизонтальных стволов (северо-восточное), перпендикулярным направлению зон разуплотнения (северо-западное). Минимальное среднее значение рж присуще скважинам, расположенным в разуплотненных зонах с направлением горизонтальных стволов (северо-западное), совпадающим с направлением зон разуплотнения. В случае с дебитами нефти ситуация не изменилась.
Что же касается дебитов жидкости и нефти по серпуховским отложениям, анализ показал следующее: максимальное среднее значение дебита жидкости наблюдается в
Рис. 6. Сопоставление модели трещиноватости отложений 303 залежи по результатам сейсморазведки МОГТ 3Д с промысловыми данными. 1 — периода обводнения, 2 — удельного коэффициента продуктивности, 3 — зон ПУХ, 4 — скважины с поглощением промывочной жидкости.
Рис. 7. Сопоставление модели трещиноватости отложений 303 залежи по результатам сейсморазведки МОГТ 3Д с промысловыми данными.
научно-техническим журнал
4 (54) 2013 Георесурсы
скважинах, расположенных в более плотной зоне по данным СЛБО. Минимальное среднее значение Ож присуще скважинам, расположенным в разуплотненных зонах с направлением горизонтальных стволов (северо-западное), совпадающим с направлением зон разуплотнения. В случае с дебитами нефти ситуация также не изменилась.
Проведено сопоставление дебитов жидкости, нефти, обводненности скважин с учетом направления горизонтальных стволов с зонами разуплотнения, выделенными на сейсмокартах 3Д с учетом определенных по результатам бурения зон ПУХ, зон повышенной обводненности и дебитов. По отложениям башкирского яруса максимальные средние значения дебитов жидкости и нефти присуще скважинам с горизонтальным стволом, ориентированным в северо-западном (юго-восточном) направлении, минимальные - в субмеридианальном направлении. По отложениям серпуховского яруса наблюдается аналогичная ситуация (Рис. 5).
Анализ скважин по обводненности продукции и зонам ПУХ на данном участке показывает, что зависимости обводненности продукции и зон ПУХ от приуроченности скважин к различным зонам линеаментов по АКГИ не выявлено. То есть скважины с одинаковой обводненностью могут располагаться в зонах с различной линеамент-ной трещиноватостью.
Таким образом, по результатам проведенных сейс-моразведочных работ 3Д, АКГИ с учетом доминирующего направления разломов и прогибов при формировании Куакбашского вала (северо-восточное, также существуют локальные участки с прогибами северо-западного простирания) и связанных с этим зон разуплотнения в башкирско-серпуховских отложениях правдоподобную модель зон разуплотнения в карбонатных коллекторах без фактических данных по скважинам не удалось создать (Рис. 6).
В последующем по результатам анализа всех проведенных скважинных исследований ООО «ТНГ-Групп» была создана новая модель зон разуплотнения с учетом ранее проведенных сейсморазведочных работ 3Д (Рис. 6, 7). Выявление ориентированности проводящих коридоров трещиноватых зон позволит локализовать наиболее продуктивные участки залежи, организовать рациональную систему ППД и оптимизировать разработку в целом. Использование проведенного анализа для выбора направления горизонтального ствола позволит увеличить дебиты скважин и увеличить безводный период работы скважин.
R.S. Hisamov, V.G. Bazarevskaya, T.I. Tarasova, N.A. Badurtdinova, A.N. Martinov, E.N. Dulaeva. Determination of fracturing in carbonate deposits in order to select the optimal location of horizontal wells
In the conditions of modern study of mineral resources when the attention of the industry is shifting from depleted pore reservoirs to the unconventional reservoirs, permeability and porosity of which are determined by the fracturing, increasing interest and rapid development acquire methods that allow predicting areas with high filtration characteristics. Therefore the identification of regularities of high permeable zones, assessing the role of tectonic factors in the formation and location of decompression and fracturing zones in
carbonate sediments, as well as oil accumulations in them is highly relevant. The research results in this paper are related to the definition of the direction of the main areas of decompression (fracturing systems — open fractures and their relationship with flow rates of wells and water content) in order to select the optimal direction of the horizontal wellbores.
Keywords: fracturing, profile logging, well flow rates, full maintenance of drilling fluid, decompression zone model.
Раис Салихович Хисамов
Член Совета директоров, заместитель генерального директора - главный геолог ОАО «Татнефть», член Комитета по корпоративному управлению при Совете директоров ОАО «Татнефть», д.геол.-мин. наук, академик АГН РФ.
Открытое Акционерное Общество «Татнефть» им. В.Д.Шашина
Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 75. Тел.: (8553) 307-117.
Венера Гильмеахметовна Базаревская
Канд. геол.-мин. наук, начальник отдела поисковой и разведочной геологии. Научные интересы: геологические условия формирования ловушек нефти и их генотипы, закономерности размещения месторождений и залежей нефти, методы поиска и разведки месторождений углеводородов, оценка запасов нефти и газа.
Татьяна Ивановна Тарасова
Зам. начальника отдела поисковой и разведочной геологии. Научные интересы: методы поиска и разведки месторождений углеводородов, оценка запасов нефти и газа, геологические особенности строения и формирования нефтяных залежей.
Надежда Артемовна Бадуртдинова
Заведующая сектором обоснования направлений геолого-поисковых работ на разведочных площадях. Научные интересы: обоснование направлений геолого-поисковых работ на разведочных площадях, геологические особенности строения и формирования нефтяных залежей.
Александр Николаевич Мартынов
Заведующий сектором автоматизации обработки геологической информации. Научные интересы: обработка геологической информации, поиск и разведка месторождений нефти, геологические особенности строения и формирования нефтяных залежей.
Екатерина Николаевна Дулаева
Инженер 2 категории отдела поисковой и разведочной геологии. Научные интересы: геологические особенности строения и формирования нефтяных залежей, поиск и разведка месторождений нефти.
Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти («ТатНИПИнефть») ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина
423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. Мусы Джалиля, 32. Тел.: (85594) 4-52-05, 7-86-27.
|— научно-технический журнал
Георесурсы 4 (54) 2013
