CC BY
21
УПРУГОДЕФОРМАЦИОННЫЕ И ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВНЫХ ПОРОД РИФЕЯ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А.Н.Макаров (ОАО "ВСНК")
Разработка месторождений нефти и газа в районах Сибири, где продуктивность связана с трещиноватыми карбонатными толщами, требует детального изучения упру-годеформационных свойств как пород-коллекторов, так и покрышек. Поэтому наряду с фильтрацион-но-емкостными свойствами (пористостью и проницаемостью) коллекторов были проанализированы и экспериментально определены упругие и деформационные свойства пород.
В продуктивном разрезе ри-фея Юрубчено-Тохомского месторождения преобладают сравнительно однородные по составу и весьма различающиеся по генетическим и структурно-текстурным особенностям карбонатные толщи [4]. В отдельных скважинах рифейские отложения представлены породами преимущественно терригенного состава: гидрослюдистыми аргиллитами и плотными мономинеральными кварцевыми песчаниками с доломитовым цементом. Притоки нефти связаны преимущественно с карбонатными толщами. В разрезе преобладают доломиты, содержащие маломощные прослои некарбонатных пород: от аргиллитов до песчаников.
Для рифейских отложений характерно широкое проявление пост-
седиментационных процессов, приведших к перекристаллизации, окремнению, стилолитизации, растрескиванию и выщелачиванию пород. В меньших масштабах выразились глинизация, битумизация, су-льфатизация, пиритизация и оже-лезнение. Эти процессы привели к существенным катагенетическим преобразованиям пород и усложнению пустотного пространства. Каждый из процессов имел свои особенности и своеобразно повлиял на фильтрационно-емкостные свойства пород. Интенсивная перекристаллизация массивных доломитов обусловила образование каверн изометричной формы. Окремнение придало породам большую хрупкость по сравнению с чистыми разностями, что способствовало тре-щинообразованию, даже при воздействии сравнительно небольших напряжений.
Вдоль стилолитовых швов нередко развиваются микротрещины, которые служат путями сообщения между порами, кавернами и полостями выщелачивания, сами стило-литы часто выполнены глинистым либо частично глинисто-битумным материалом, в некоторых случаях содержащим битум. Вторичная доломитизация привела к залечиванию каверн и трещин, наблюдается инкрустация сложных пустот.
Одним из основных факторов, обусловивших формирование сложных типов коллекторов в рифейских отложениях, являются трещи-новатость и кавернозность. При этом основную роль в формировании пустотного пространства коллекторов играли тектонические трещины, интенсивно подвергшиеся выщелачиванию. В результате уплотнения и последующего воздействия постседиментационных процессов в карбонатных породах ри-фея была полностью утеряна первичная пористость. Образовавшиеся в результате перекристаллизации и выщелачивания поры и каверны имеют самые разнообразные формы и размеры.
Основную эффективную емкость карбонатных пород рифея составляют каверны, трещины и полости выщелачивания вдоль трещин. Визуальное и лабораторное изучение керна, данные геофизических, гидродинамических исследований и испытаний скважин позволили сделать вывод о том, что для карбонатных отложений рифея характерен преимущественно кавер-ново-трещинный тип коллекторов (Конторович A.A., Красильнико-ва Н.Б., 1987), возможно, в некоторых частях разреза (судя по материалам ГИС) — порово-трещинный (Битнер А.К. и др., 1990). При этом
вклад матрицы в обеспечение кол-лекторских свойств весьма незначителен.
Для характеристики фильтра-ционно-емкостных свойств пород выполнен большой объем лабораторных исследований на образцах керна стандартного размера — цилиндрах диаметром около 30 мм и высотой 30-40 мм. Открытая пористость определялась по методу Преображенского. Несмотря на большой объем этих исследований, полученные данные с большой степенью достоверности позволяют судить только о фильтрационных и емкостных свойствах матрицы, порода же в целом как коллектор оказывается неохарактеризован-ной. Это определяется, с одной стороны, низким выходом керна при бурении из интервалов с улучшенными коллекторскими свойствами (наиболее трещиноватых и закар-стованных), с другой стороны, тем, что из вынесенного керна исследуются, как правило, наиболее плотные разности пород, а трещиноватые разности при обработке рассыпаются. Поэтому в ОАО "ВСНК" рекомендован и применен отбор изолированного керна. Этот метод позволил достичь почти 100%-го выноса керна.
В результате выполненных исследований сложились следующие представления о матрице карбонатных пород рифея и ее фильтрацион-но-емкостных свойствах.
Матрица пород-коллекторов, представленная в основном доломитами, в различной степени глинистыми и окремненными, как правило, непроницаема, при этом ее пористость в подавляющем большинстве случаев (более 83-90 %) менее 1,0 % и очень редко превышает 2,0-3,0 %. Матрица рифейских карбонатных отложений практически непроницаема, в ней преобладают субкапиллярные поры радиусом менее 0,1 мкм, которые не могут обеспечивать фильтрацию. Только в единичных образцах фиксируется проницаемость, обусловленная микротрещинами.
Для более достоверного представления типа коллекторов рифейского резервуара и построения более обоснованной фильтрационной модели природного резервуара были проведены специальные исследования керна, включающие изучение трещинова-тости пород на больших образцах (табл. 1, 2). Исследования включали определения общей пористости, объемной и минеральной
плотности и проницаемости. Пористость матрицы вычислялась методом насыщения на малых образцах, изготовленных из фрагментов керна, оставшихся после подготовки большого образца. Вторичная пористость рассчитывалась как разность между общей и межзерновой.
В результате этих исследований установлено, что общая пористость, определенная с учетом каверн и трещин, существенно превышает межзерновую. При этом большинство исследованных образцов (более 90 %) имеет общую пористость до 2,0-3,0 %, межзерновую — до 1,0 %. Проницаемость, определенная на больших образцах, колеблется в широких пределах — от десятых долей квадратных микрометров до 826,6 • 10"3 мкм2. При этом 22 % образцов имеют проницаемость более 1 ■ 10"3 мкм2 и такое же число образцов — (0,1-1,0) • 10~3 мкм2 (рис. 1). В результате лабораторных исследований больших образцов керна установлено, что емкостные свойства рифейских карбонатных пород обусловлены в основном вторичными пустотами. При этом фильтрационные свойства обеспечиваются трещинами.
Параметры трещи новатости Число определений Значение трещиноватости
минимальное максимальное модальное среднелога-рифмическое
Густота трещин, м"1 155 0 360 65 42
404 110 50 35
Раскрытость трещин, мкм 155 0 35 7 6
- - - 30
Трещинная емкость, % 155 0 0.311 0.018 0.015
404 0,167 0,060 0,037
Трещинная проницаемость, 155 0 1278.0 Ш 10
п ■ 10"3 мкм2 404 124,7 60,0 28,0
Таблица 1
Результаты статистической обработки данных по изучению трешиноватости пород рифея
(ОАО "ВСНК", 1995)
Примечание. Числитель — микро-, знаменатель —
макротрещиноватость. - OIL AND GAS GEOLOGY, 5'2004
Таблица 2
Результаты статистической обработки данных лабораторных исследований больших образцов
керна рифея (ОАО "ВСНК", 1995)
Ф ил ьтрац и о иные и емкостные параметры Число определений Диапазон Среднее значение Модальное значение Стандартное отклонение
Пористость, %:
общая 199 0,32-7,91 1,36 0,8 1,15
межзерновая 199 0,22-3,04 0,56 0,4 0,39
вторичная 199 0-5,82 0,80 0,4 0,98
Проницаемость, п • 10~3 мкм2 81 0-826,60 17,80 63,0 124,80
Рнс. 1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ В ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩЕ РИФЕЯ
22%
□ 1 О2 Шз
Проницаемость, п - 10"3 мкм2: 1-< 0,1: 2-0,1-1,0; 3->1,0
Расчет проницаемости по трещинам проведен на 153 образцах. Определялась горизонтальная и вертикальная проницаемость на больших цилиндрах керна (диаметр 80 мм). Коэффициент анизотропии составлял в среднем 293.
На основании обработки данных режимных исследований и кривых восстановления давления в скважинах оценены значения проницаемости отложений по гидродинамическим данным по высоте газовой и нефтяной частей. Проницаемость в пазовой части изменяется от 0 до 9040 • 10"3 мкм2, среднее 647 • 10"3 мкм2. В нефтяной части проницаемость варьирует от 0 до 11700-10"3 мкм2, среднее 422 • Ю-3 мкм2.
Проницаемость водоносной части определена по небольшому числу скважин, в которых рифейские отложения испытаны ниже начального ВНК. Проницаемость изменяется от 0 до 762 • 10"3 мкм2, среднее 31 • 10"3 мкм2 (см. табл. 1-3). Важ-
ным свойством трещиноватых пород является анизотропия коллекторов по проницаемости, которая изменяется по направлениям на два-три порядка.
Детальные исследования фильтрационных свойств выявили значительную изменчивость проницаемости по направлениям. Изучение анизотропности коллекторов выполнено во ВНИГНИ, СНИИГГиМСе и центральной лаборатории ГГП "Енисей-
нефтегазгеология". Определялась горизонтальная и вертикальная проницаемость на образцах керна, а также проницаемость трещин по методике ВНИГНИ по граням образцов кубической формы (Макаров А.Н., Багринцева К.И., Садыбеков А.Т., 1998; Багринцева К.И., 1999).
В результате обобщения лабораторных исследований средневзвешенное значение отношения горизонтальной проницаемо-
Таблица 3
Характеристика параметров коллекторов рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения (ОАО "ВСНК", 1995)
Параметры Проницаемость, п • 10"® мкм2 Пористость, %
Лабораторные исследования керна
Среднее значение 1.03 и
0,35 2,2
Коэффициент вариации - 0.48
0,13
Интервал изменения 0.02-10.0 0.2-3.0
0,01-2,20 0,3-6,0
Геофизические исследования
Среднее значение (вторичная) 1.35
2,15
Коэффициент вариации - 2.30
1,96
Интервал изменения 0-17,80
20,00-30,08
Гидродинамические исследования скважин
Среднее значение 422 -
647
Коэффициент вариации 3.00 -
1,62
Интервал изменения 0-11 -
7000-9040
Примечание. Числитель — нефтяная, знаменатель — газовая часть залежи.
OIL AND GAS RESERVOIRS
сти к вертикальном оказалась равным 138,7, а коэффициент анизотропности — 11,8 (Сазонов Б.Ф., 1995). Анизотропность в трещиноватых и трещиновато-каверноз-ных пластах, к которым относится рифейская карбонатная толща, определяется главным образом преобладающим направлением трещин, раскрытых в пластовых условиях.
В СевКавНИПИнефти выполнена приближенная оценка анизотропности пласта по результатам опробования скважин, использующая теорию образования газовых и водяных конусов. Отношение значения горизонтальной и вертикальной проницаемости согласно расчетам изменялось от 0,02 до 45,0 (среднее 6,0). По 5 скважинам это отношение оказалось меньше 1, т.е. вертикальная проницаемость больше горизонтальной. Анизотропность продуктивного пласта в большей степени обусловлена наличием в пласте непроницаемых или малопроницаемых пород, которые в сильной степени затрудняют фильтрацию жидкости поперек напластования. В разрезе рифея выделяются три типа непроницаемых горных пород: глинистые доломиты, плотные доломиты, неглинистые доломиты с повышенной пористостью, практически непроницаемые.
Эти горные породы образуют пропластки, которые не коррели-руются между скважинами, а значит, имеют ограниченные масштабы распространения. Их присутствие не уничтожает гидродинамическую связь поперек напластования, а обусловливает высокую анизотропность продуктивного пласта. Наличие таких непроницаемых пропластков в зонах между ГНК, ВНК и интервалом перфорации в скважине может полностью подавлять процесс образования газовых и водяных конусов.
Упругодеформа-ционные и скоростные характеристики продуктивных пород рифея Юрубчено-Тохом-ского месторождения оценивались по большому числу показателей. Исследования проводились в лабораториях СНИИГГиМСа, КНИИГиМСа, ВостСиб-НИИГГиМСа, ПГО "Ир-кутскгеофизика", ОАО "Енисейнефтегаз". Были проанализированы и экспериментально определены показатели упругих и деформационных свойств пород. Параметры упругости вычислялись динамическим методом прямого прозвучива-ния с помощью радиотехнической аппаратуры ИСУ-1 на пьезокерами-ческих датчиках (см. табл. 3, табл. 4). При этом скорости рассчитывались по формулам
V, (1)
со J s с; \о я
где 1р — время прохождения упругого сигнала, с; т„ — аппаратурное время задержки, с.
V. =
(2)
Параметры упругости определялись по следующим формулам: коэффициент Пуассона
2v;
Ж -vs2)
(3)
к э X
и
S
в.
0
1 «
С
о h О
3
S о
X о
H ■
о
X «
sr о >1 а
э
3 <
о
Е
а о К
и
>з
«
■В-
э а
9
Е
и о
>9 О
ь >>
а
в >>
2 а
г
я в. а С
где Ур — скорость продольной волны, м/с;
а С Z m в с (9 0.344-0.422 0,377 0.198-0.357 0,295 0.211-0.425 0,367 0.224-0.401 0,316 0.193-0.427 0,349 0,341 (±0,03)
я С z ■А О с SÉ 0.888-0.956 0,921 0.763-0.865 0,808 0.662-1.053 0,860 0.791-0.924 0,889 0.572-0.969 0,686 0,833 (±0,07)
'я с S in е с о СО. 1.046-1.126 1,087 1.156-1.310 1,241 0.940-1.601 1,181 1.031-1.264 1,128 0.971-1.749 1,394 1,206 (±0,09)
Я с Z ■п о с ш 0.670-1.016 0,887 0.552-0.932 0,780 0.574-1.095 0,957 0.621-0.933 0,847 0.470-1.107 0,895 0,874 (±0,05)
г- 0.318-0.383 0,339 0.305-0.394 0,340 0.217-0.375 0,311 0.309-0.389 0,344 0.219-0.413 0,301 0,326 (±0,02)
0 \ 1 п о « S? 2.98-3.59 3,40 2.64-3.54 3,19 3.08-3.84 3,59 2.81-3.52 3,29 2.63-3.83 3,50 3,39 (±0,12)
и \ S м е с ^ 6.85-6.99 6,91 6.32-6.68 6,50 6.21-7.42 6,90 6.60-6.90 6,76 4.61-7.19 6,64 6,74 (±0,14)
0.10-0.32 0,17 0.12-0.40 0,23 0.13-0.69 0,25 0.13-0.63 0,27 0.08-2.42 0,37 0,26 (±0,05)
Номер скважины Юр-14 Юр-24 Юр-25 Юр-50 Юр-46 Среднее по участку
Q.
S
X
5
и
VO
о
г
а.
aj 2 >0 CL
и ¡
и
I £
У5 — скорость поперечной волны, м/с;
модуль Юнга (Е), МПа
с_УР2р(1 + у)(1-2у)
^ _ . > н)
1-7
где р — плотность;
модуль сдвига (в), МПа
С = уК2; (5)
коэффициент объемного сжатия (р„), МПа"1:
Р0=|(1-2у); (6)
модуль объемного расширения (К), МПа1
К = 1/Р„. (7)
Скорость продольных волн ( Ур), коэффициент открытой пористости /Сппл) и сжимаемость порового пространства (Рп) в пластовых условиях измерены на установке УИФМС (модифицированная ИФС-П) (табл. 5).
Коэффициент открытой пористости в пластовых условиях вычислен по формуле
кт =к.
л1-(/гпДУполнЮ
, (8)
где К„ — пористость в поверхностных условиях; А Уполн — полное изменение объема порового пространства от воздействия эффективного давления; У„ — объем порового пространства.
Значение ЛУполн вычисляется путем графоаналитической обработки в лаборатории результатов измерения объемов жидкости, вытесненной под давлением из образца. Эти измерения проводились с помощью пресса-измерителя, который фиксирует изменение объема с точностью до 0,5 мм. Наибольшая метрологическая погрешность при определении К"л составляет ±2 %.
Сжимаемость порового пространства (Рп) определена по формуле
0,434?да
Р„ =
(9)
эф
Рэф Р. Рп,
(10)
Для образцов из продуктивных горизонтов скв. 25 и 50 подсчиты-валась сжимаемость среды:
Рс =*7РП. (11)
При обработке индикаторных кривых по методике В.Н.Майдебо-ра получен коэффициент сжимаемости трещин |3'т, определенный по формуле
р; =
з/п^Я
(12)
где 1да — тангенс угла наклона прямой; РЭф — эффективное давление, определяемое по формуле
где Ръ — всестороннее давление; Рп — поровое давление, которое принималось равным пластовому давлению в данной скважине.
где л^ть — коэффициенты продуктивности для двух значений давления, отличающегося на величину А Р. Эти значения сняты с конечной части индикаторной кривой.
Коэффициенты гидродинамически совершенной (Кате) и гидродинамически несовершенной (К'тз) скважин определялись по методике Ф.И.Котяхова — В.Н.Майдебора.
В основном весь керн представлен непродуктивными частями разреза, вскрытого скважинами. Керн из продуктивных горизонтов отобран только из скв. 25 и 50 (табл. 6). Значения коэффициентов упругости варьируют в следующих пределах: £от 0,5 до 1,095 МПа;
Таблица 5
Коэффициенты пористости (Кпа™, К™), скорость продольных волн (У„д) и коэффициент сжимаемости (рп) для непродуктивной части разреза рифея
Номер скважины Коэффициент пористости, % Ущ» МЛ Р„, п 10 2 МПа1
КГ К™
Юр-14 0.10-0.32 0.03-0.17 6812-7126 0.35-1.44
0,17 0,10 6794 0,79
Юр-24 0,12-0,17 0,15 0,04-0,07 0,06 6794-7042 6938 0,24-0,90 0,57
Юр-25 0.06-0.20 0.02-0.10 6329-7463 0.35-1.45
0,15 0,06 6859 0,83
Юр-46 0.10-0.28 0.05-0.60 6608-7371 0.24-0.86
0,17 0,23 6666 0,67
Среднее значение 0,16 0,11 6814 0,71
Примечание. Числитель — вариации пористости,знаменатель — среднее.
Таблица 6
Коэффициенты пористости (Кпа™, Кппл), скорость продольных волн (У„д) и коэффициент сжимаемости фп) для продуктивной части разреза рифея в скв. 25 и 50
Номер скважины Коэффициент пористости, % Коэффициент сжимаемости, п-10 2 МПа-1
Лп Р. Рс
Юр-25 0.08-0.34 0.03-0.303 0.61-0.98 0.04-0.30
0,18 0,15 0,79 0,13
Юр-50 0.13-0.63 0.09-0.56 0.12-0.66 0.01-0.20
0,25 0,22 0,64 0,11
Среднее значение по участку 0,22 0,19 0,64 0,12
Примечание. Числитель — вариации коэффициента пористости,знаменатель — среднее.
у от 0,217 до 0,389; р„ от 0,940 до 1,601 Ю5 МПа; К от 0,662 до 1,053 -10"5 МПа.
Результаты определения коэффициентов упругости показывают, что породы плотные, большей плотности пород соответствуют и большие значения Е и соответственно меньшие значения Р0.
В табл. 5 и 6 представлены результаты определения скорости продольных волн, коэффициентов пористости, сжимаемости порового пространства Рп и сжимаемости среды Рс. Изучение акустических и емкостных параметров карбонатных пород в пластовых условиях проведено на установке УИФМС.
Под Рп в данном случае понимается коэффициент сжимаемости всех пустот в матрице. Значения коэффициентов сжимаемости порового пространства Рп значительно выше коэффициентов сжимаемости среды Рс, что соответствует природе коэффициента Рп. Достаточно высокие значения Рп объясняются тем, что суммарная величина сжимаемости вторичных пустот и трещин на один-два порядка выше сжимаемости пор. На практике значения коэффициента сжимаемости среды Рс наиболее широко используются для расчетов коэффициентов упругой емкости и полной тре-щиноватости, т.е. параметра, необходимого для подсчета запасов.
В данной статье по методу Ф.И.Котяхова [2, 3] подсчитаны коэффициенты начальной трещинова-тости для гидродинамически совершенной и несовершенной скважин и оценена упругоемкость пласта для скв. 25 и 50. Этот метод основан на совместном анализе упругих характеристик матрицы и данных гидродинамических исследований в скважине (рис. 2, 3, табл. 7). Определение проводилось по материалам гидродинамических исследований, основанных на методе установившихся отборов (МУО) по ряду скважин опытного участка Юрубче-но-Тохомского месторождения. Построенные по этим скважинам индикаторные кривые характеризуются искривлением в сторону оси давлений. Это может быть вызвано несколькими причинами: нарушением линейного закона фильтрации вследствие превышения критических скоростей движения жидкости; двухфазной фильтрацией, когда забойное давление ниже давления насыщения; наличием шлама на забое; сжимаемостью трещин.
По данным Б.А.Фукса, А.А.Ива-нова и др. в пределах Юрубчено-Тохомского месторождения аналогичные конфигурации получены лишь для чисто трещинного (скв. 4 ВД, 14, 16) и смешанного трещиновато-поровово-кавернового (скв. 24, 25, 50) коллекторов (см. рис. 1, 2).
Большая часть скважин Юрубче-но-Тохомского месторождения по этой классификации не имеет аналогов и состоит из двух пересекающихся прямых. Второй прямой участок имеет большой угол наклона к оси абсцисс, что свидетельствует о более интенсивном притоке из удаленной зоны пласта и подтверждает ранее высказанное предположение о снижении фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (скв. 8, 57).
Наиболее сложную конфигурацию имеет коэффициент восстановления давления (КВД) (скв. 8, интервал 2260-2266 м), где выделяются 4 прямолинейных участка, характеризующих притоки разной интенсивности (см. рис. 2). Наличие нескольких зон с разной проницаемостью можно объяснить тем, что перед остановкой скважины на восстановление давления из нее отобрано боле 500 м3 нефти, что привело к значительно большему, чем в других скважинах, объему дренажа, отразившемуся на удаленной зоне пласта.
В связи с тем что исследования МУО велись при забойных давлениях не ниже 18,87 МПа, большинство объектов испытывалось при АР от 0 до 4,0 МПа и давлении насыщения 15,8 МПа, нарушение линейного закона не наблюдалось, а отсутствие шлама на забое подтверждено спуском глубинных приборов.
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 2. ИНДИКАТОРНЫЕ ДИАГРАММЫ И КРИВЫЕ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В КООРДИНАТАХ АР 1д *
0,625
КВД
1_д(ДЯ) 1,00-
о
-1,00
Скв. 5
Скв. 16
Скв. 24
АР/О
Скв. 16
0 100 200 300 400 0,м3/сут 0 6,3 12,5 18,8 25,0 0,м3/сут 0 50 100 150 200 0,м3/сут 1,6-
Ф 1_I_I__Ш^т_4:_I_I_I_
1,250-АЯ,МПа
АР/О 0,0250-
0,0125-
Скв. 24
348 695 1043 1391 Г,сут
10-20-
АЯ,МПа
0 50 100 150 200 0,'м3/сут Скв. 24
Скв. 16
0 0,57 1,14 1,71 2,28 2,86 3,43 1-д (Г) Скв. 57
КВД !-д(А Р) 1,00-
0
-1,00-
2455 4909
14727 17182 ?,сут
0 6,3 12,5 18,8 0,м /сут
КВД
Ьд(АЯ) 1,00
о
-1,00--2,00-
Скв. 4 ВД
х
736 1473 2209 'Г,сут
\
Скв. 8
01 Ш
Г, сут
1 - прямой ход; 2 - обратный ход
Таким образом, остается последняя причина: искривление индикаторных линий вызвано сжимаемостью трещин (см. рис. 2, табл. 7). Лишь в скв. 46, где исследования проводились на 3 штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм, получена прямая индикаторная линия. При дальнейшем увеличении диаметра штуцера следовало ожидать искривления индикаторной линии, аналогичного приведенным выше. При проведении исследований МУО искривления индикаторной линии следует добиваться постепенным увеличением диаметров штуцеров, но не снижать Язаб ниже Янас, как при отработке скв. 16, интервал глубин 2312-2323 м на штуцере 8 мм, когда АР достигло 10,3 МПа.
Качественные индикаторные кривые, полученные при исследовании МУО, позволяют получить значения начального и последующего коэффициентов продуктивности, по которым определяется коэффициент сжимаемости трещин, т.е. параметр, необходимый для вычисления начального коэффициента трещи-новатости (см. табл. 7).
Приведенные данные позволили ввести новый термин для характеристики трещинных коллекторов — деформационный потенциал коллекторов (Опп), который можно оценить по выражению
А„=1(Рп+Р'т)-Ро (13)
где Рп — сжимаемость порового пространства и каверн; Р'т — сжимае-
мость трещин; (Зс — сжимаемость среды, заполняющей трещины и поры (нефть, газ, вода).
Коэффициент сжимаемости трещин служит аналогом коэффициента сжимаемости пор Рр, т.е. представляет собой отношение приращения объема трещин к их начальному объему при изменении давления на 0,1 МПа, т.е.
Рт=^. (14)
V, АР
Поскольку керн по трещинам, как правило, распадается, коэффициент рт определяется методами промысловых исследований. Как было показано, изменение объема трещин отражается на форме индикаторных кривых, которые приобретают выпуклую форму к оси дебитов.
OIL AND GAS RESERVOIRS
Кроме определения коэффициентов сжимаемости трещин при помощи индикаторных кривых, их можно определять по КВД, снятым после работы пласта при двукратных стационарных режимах
Используя индикаторные кривые и КВД, полученные после смены двух стационарных режимов работы пласта, можно определить (З'т для призабойной и удаленной от скважины частей пласта, т.е. получить информацию об изменении коэффициентов проницаемости и продуктивности, обусловленных трещиноватостью пласта. Представленные в табл. 4 результаты по К'отэ, отражающие в данном случае эффективную трещиноватость удаленной части пласта по скв. 25 и 50, существенно ниже /Сотэ, характеризующих совершенную скважину, что, по-видимому, объясняется влиянием кислотной обработки на приза-бойную зону, вследствие чего ее трещинная емкость увеличивается. Вторым фактором, повлиявшим на величину /Сотэ, является точность определения которая зависит
Рис. 3. ИНДИКАТОРНАЯ КРИВАЯ ИНТЕРВАЛА 2312-2323 м в скв. ЮРУБЧЕНСКАЯ-16 (по Менлюку И.М., 1991)
0 10 20 З0 0,м3/сут
АР = 412 M Пап
1 2
3
4
5
6
7
8 9
10 11
ЛАМПа
L/7t= 6,27 м3/(сут-МПа)
/7 = 4,1 м3/(сут-МПа)
от надежности определения прямолинейного участка КВД.
Данные по коэффициентам проницаемости и гид-ропроводности призабойной и удаленной зон пласта показывают, что первые характеризуются значением, значительно превышающим вторые. В то же время /Спр в призабойной и удаленной частях пласта тесно связаны с определением коэффициента эффективной трещиноватости, поскольку их увеличение или уменьшение соответствует значениям коэффициентов проницаемости.
Определение коэффициента упругоемкости Я*, также рассчитанного для скв. 25 и 50, зависит от оценки пористости породы-коллектора, водо- и нефтенасы-щенности (см. табл. 7). Рассматриваемые продуктивные пласты Юрубчено-Тохомско-го месторождения представлены трещинно-каверновым и каверново-трещинным типом коллекторов. Учитывая низкие значения пористости и, следовательно, отсутствие водонасыщенности, принимается, что коллекторы насыщены только нефтью.
Использованная в данной работе методика была применена при анализе таких месторождений, как Грозненское, Карабу-лак-Ачалуки, Речицкое, Ястребиное, представленных трещиновато-каверноз-ными коллекторами (Мен-дюк И.М. и др., 1991). Пористость матрицы в этих коллекторах выше таковой Юрубчено-Тохомского месторождения и составляет в
m j
х с; vO <Ö
V X 3
- ш
3 м
g 5 г SoS
о
„¡ЕЯ (О Я С
¡1 I 8" S I S л
с и
е s *
в
и
U £
Б
>
Е =3
X *
§ g
§ i Ii
Л 3 3
о < ^
M о ^
2 I
■ ~ I ill г.* В
со_
Е
S ® и и
В
о.
»3 U
о
и
X X
I S
и
s i - w 1 £ В S
TT и V
ar з S л X
3 <
о
а <
з
и И
«
3 3 3
л о ь
л о
M
/о л с: i 1 I I I 6,54 5,20
■о о сэ I 0,31 I 0,23 0,34
чР
о4 •к 5с8 LO I LO о I со оо
о" о" сГ сГ
чР
о4 m LO I in I со in со in
о" о" сГ о"
Л С z
о 1П I о in I оо СУ)
оГ < о о О4 сГ
и v.
N СО 2 от О 8,03 5,06 2,32 2,00 11,50 27,70
55
ci CQ о со со LO г^Г со 42,3 13,0 18,6 12,5
с
„_
се С Z са LO сэ см CN СЭ о о сэ
о" о" о" сГ сГ о"
СО С Z
г^. СУ> in о in оо г^. г*.
оГ < О4 сГ о"
Толщина пласта (И), м со LO ц in со со
о?
N со СЭ ч— CN со
а LO un in in
О»
Вязкость нефти, МПа с 2,017 1,088 1,50 2,02 2,038 2,038
U LO со in со in со со со
1 о. s
Номе скваж ны Юр-8 Юр-14 Юр-16 Юр-24 Юр-25 Юр-50
среднем 3-4 %. Значения и К'отз, определенные для этих месторождений, как правило, близки. Коэффициент совершенства скважин находится в пределах 0,5-1,0, упругой емкости Я* варьирует от 3,8-10-5 мпа1 на Ястребином месторождении до 6,5 Ю-5 МПа на месторождении Карабулак-Ачалу-ки. Полученные по Юрубчено-То-хомскому месторождению значения Я* явно характеризуют трещиновато-кавернозный тип коллекторов, так как для залежей с трещиновато-пористым типом коллекторов этот показатель находится в пределах 14-40 Ю"5 МПа-1, а для залежей с поровым типом коллектора - 35-70 ■ Ю"5 МПа1.
Факты высокой проницаемости коллекторов при низкой трещино-ватости, увеличение продуктивности скв. Юр-5 в процессе пробной эксплуатации, скв. Юр-61 в процессе повторных СКО подтолкнули в свое время к переобработке данных ГДИ [1]. Расчеты потенциальных дебитов, выполненные Б.А.Фук-сом [5], показывают, что значение продуктивности по разведочным скважинам занижены как минимум на 20 %. Наилучшие результаты дает открытый ствол.
Заключение
Упругие характеристики образцов из продуктивных пластов, использованные в комплексе с данными гидродинамических исследований, позволили определить коэффициенты упругоемкости пласта и эффективной трещиноватости для приза-бойной и удаленной частей пласта.
Для подсчета коэффициента полной трещи новатости и проточно-сти трещин, который можно рассматривать как коэффициент вытеснения нефти из трещин, необходимо продолжить изучение упругоде-формационных свойств керна как из продуктивных зон, так и покрышек.
С использованием имеющихся материалов необходимо провести переобработку всех гидродинамических исследований. Для дальнейшего повышения качества гидродинамических исследований и степени их достоверности следует применять аппаратуру с высокой разрешающей способностью.
Полученные результаты необходимо учитывать при оценке запасов нефти и газа по методу падения давления и использовать при математическом моделировании для коллекторов с двойной емкостью.
Литература
1. Жуйков Е.П. Особенности геологического доизучения и разработки Юрубчено-Тохомского месторождения / Е.П.Жуйков, А.К.Битнер, С.Д.Кознов, Н.Н.Лемешко // Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. — Красноярск, 1997.
2. Котяхов Ф.И. Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатам анализа керна и гидродинамических данных. — М.: Недра, 1975.
3. Сазонов Б.Ф. Задачи пробной эксплуатации Юрубченского месторождения // Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. — Красноярск, 1997.
4. Трофимук A.A. Куюмби-но-Юрубчено-Тай гинское газонефтя ное месторождение — супергигант Красноярского края — Новосибирск, 1992.
5. Фукс Б.А. Результаты гидродинамических исследований карбонатных трещинных нефтяных пластов Юрубче-но-Тохомского месторождения / Б.А.Фукс, Я.А.Иванов, А.Б.Фукс, А.К.Битнер, А.А.Конторович // Геология и геофизика. — 1997. — Т. 38, № 7.
О А.Н.Макаров, 2004
Oil and gas development production in Siberia where productivity is associated with fractured carbonate sequences requires detailed investigation of elastic-deformation properties both reservoir rocks and caps. Study of elastic characteristics of samples from productive beds used together with hydrodynamic investigation data allowed to determine coefficients of elastic capacity and effective fracturing for bottom-hole and other parts of reservoir. To calculate a coefficient of total fracturing and flo-wage of fractures which could be considered as a coefficient of oil displacement from fractures, it is necessary to continue studying of elastic deformation properties of core from both productive zones and caps. Obtained results should be considered in oil and gas reserves estimation according to pressure drop method and could be used in mathematical modelling for reservoirs with double capacity.
