CC BY
109
ВЛИЯНИЕ РАЗЛОМНО-ТРЕЩИННЫХ ЗОН НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН
Ф.С. Ульмасвай (ИПНГРАН), Е.А. Сидорчук (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),
С.А. Добрынина (ИПНГРАН), А.А. Беженцев (ООО «Ингеосервис»)
Моделирование распределения напряжений в изгибающемся однородном пласте показывает, что возникающие при этом трещины концентрируются в местах наибольшего изгиба (рис. 1) [1].
Рис. 1. Модель распределения напряжений в однородном пласте (градации напряжений /тах: 1 - 0-3; 2 - 3-5; 3 - 5-6; 4 - 6^8;
5 - 8-9; 6 - 9-10; 7 - более 10)
Такое наблюдение позволяет, определив наиболее крутые участки пластов, выявить и участки потенциально наиболее трещиноватые. С этой целью по известным отметкам кровель продуктивных горизонтов Астраханского ГКМ рассчитаны карты крутизн структурных поверхностей этих горизонтов (рис. 2). Исходя из принятой концепции, места наибольшей крутизны должны отличаться и наибольшей трещиноватостью. За показатель трещиноватости можно принять продуктивность скважин. Однако использование данных о текущей продуктивности скважин не совсем корректно, так как скважины эксплуатируются в течение разного времени, они вводились в эксплуатацию в различные периоды разработки месторождения при изменившихся пластовых давлениях.
Рис. 2. Карты крутизны поверхностей кровли продуктивных горизонтов: а - прикамского, б - северо-кельтменского, в - краснополянского (черный цвет - минимальная крутизна, красный - средняя, серый - максимальная)
В процессе эксплуатации и в период вызова притока флюида в скважинах проводились различные мероприятия для интенсификации притока. Поэтому более корректно использовать результаты тех испытаний, при которых замеры продуктивности скважины по значениям дебитов при разных пластовых давлениях рассчитываются как условные значения дебитов при устьевом давлении, равном нулю. Такие расчеты проводились только в разведочных скважинах (всего 33). Из них были выбраны скважины, в которых результаты испытаний могли быть привязаны к конкретному продуктивному пласту. Сколько-нибудь заметное их количество имеется лишь для верхнего горизонта. Анализ зависимости величины условно свободного дебита от удаленности (расстояния) скважины от зон максимального изгиба пласта показало, что действительно, по мере приближения к наиболее изогнутой зоне значения условно свободного дебита увеличиваются (рис. 3, 4). На рис. 3 показана зависимость условно свободного дебита скважин, полученного из любой части продуктивной толщи, от расстояния скважин до наиболее изогнутых зон верхнего продуктивного пласта. Она носит тот же характер: вблизи наиболее изогнутой части пласта располагаются скважины с наибольшими значениями условно свободного дебита. На рис. 4 показана зависимость значений максимального дебита, полученного в эксплуатационных скважинах за все время их работы (предполагается, что некоторые неучтенные факторы могли бы только уменьшить это значение).
О
_0
\о
о ■ I
О
500 1500 2500 3500 4500 5500 6500 7500 8500 9500 1050011500 12500
Расстояние скважин от зон максимального изгиба пласта, м
Рис. 3. Зависимость условно свободного дебита от расстояния скважин до зон максимального изгиба продуктивного (прикамского) пласта
Расстояние скважин от зон максимального изгиба пласта, м
Рис. 4. Зависимость максимальных дебитов, полученных в эксплуатационных скважинах, от расстояния до зон максимального изгиба пласта
Видно, что по мере приближения скважин к изогнутым зонам дебиты скважин растут. На этом графике проявилась зона, расположенная вблизи наиболее изогнутой части пласта, но не с максимальными значениями дебитов. Исходя из принятой концепции о генетической связи трещин и проницаемости с максимально изогнутыми зонами продуктивного пласта в окрестностях скважины, можно считать, что в указанной зоне пласта максимальная трещиноватость привела к интенсификации притока не только УВ, но и пластовых вод, которые привнесли в раздробленную зону новые минеральные вещества и закупорили ее. Таким образом, полное развитие трещинных зон должно приводить к повышению продуктивности скважин лишь на сравнительно короткое (в геологической шкале) время. Далее трещины залечиваются новообразованными минералами, а зона относительно повышенной продуктивности (открытой трещиноватости) отодвигается на некоторое расстояние от трещинной зоны. С течением времени эта зона отодвигается от трещинной так далеко, что остаточная раскрытость (и соответственно проницаемость окружающих скважину пород) остается настолько малой, что сравнивается с фоновыми значениями. Влияние трещиноватости верхнего (прикамского) продуктивного горизонта на дебиты скважин из нижележащих горизонтов (северо-кельтменского и краснополянского), видимо, обусловлено унаследованным характером развития всех трех частей продуктивной толщи (рис. 5). Для контроля полученного эффекта трещиноватость рассчитана независимым методом.
-4300 -4200 -4100 -4000 -3900 -380° со •> 00 -.300 -4200 -4.00 .4000 ,3900 -380 00 4200 -.100 -.000 -3900 -380
Кровля прикамского горизонта овля северо-кельтменского горизоні .3,00 Кровля прикамского горизонта
0 ■3900
ж V
0 .
і V
р -
т\\
Кровля северо-кельтменского горизонта 4 ііугс^ а ^ Кровля краснополянского горизонта 1 б Кровля краснополянского горизонта & Іі£гс« в
Рис. 5. Корреляция отметок кровель продуктивных горизонтов: а - отметки кровли северо-кельтменского и прикамского горизонтов (коэффициент корреляции 0,96); б - отметки кровли краснополянского и северо-кельтменского горизонтов (коэффициент корреляции 0,94); в - отметки кровли прикамского и краснополянского горизонтов (коэффициент корреляции 0,84)
Трещинные коллектора в нефтегазовой геологии представляют сложную и многоплановую проблему. Несмотря на то, что им уделялось много внимания и в теории, и на практике, достоверно определить распространение трещинных коллекторов и их параметры можно только после тщательного изучения всей геологической обстановки, измерений наземными геофизическими методами и обоснованным комплексом геофизических исследований скважин (ГИС).
В практике интерпретации данных ГИС бытует мнение о возможности определения трещинной пористости по сопоставлению кажущихся пористостей, определенных по результатам нейтронного, акустического и плотностного каротажей. Такие определения возможны со случайной погрешностью не менее 0,5 % из-за влияния нейтронных, акустических и плотностных свойств скелета. В то же время трещинная пористость пород в большинстве случаев составляет менее 0,3 %, а чаще - до 0,1 %. При большой трещиноватости пород акустический сигнал сильно ослабляется, и достоверно зарегистрировать волновую картину невозможно. Поэтому для достоверного определения трещинной пористости необходимо провести современный волновой акустический каротаж (который позволяет зарегистрировать как минимум продольные и поперечные волны), спектрометрический гамма- и плотностной каротажи и определить сжимаемость отложений (важное свойство геологических разрезов), по которому можно точно определить трещинную пористость ниже 0,5 %.
В проведенном исследовании достоверное определение трещиной пористости геофизическими методами не представлялось возможным из-за отсутствия необходимых данных. Изучение особенностей литологического состава карбонатных продуктивных пород по данным имеющегося геоло-го-геофизического материала позволило провести картирование трещинных участков двумя способами. Один их них основан на выделении интервалов разреза с аномальной радиоактивностью.
Анализ данных ГИС показал, что вариации в величине радиоактивности Jy часто значительно превышают те, которые могут быть объяснены наличием глинистости согласно сводному литолого-стра-тиграфическому разрезу. Привлечение данных гамма-спектрометрического каротажа показало, что интервалам с повышенной радиоактивностью соответствуют повышенные показания урана [2]. Известно, что соединения U обладают высокой подвижностью. Поэтому скопления U обнаруживаются вдоль плоскости геологических нарушений, в зонах естественной трещиноватости или раздробленности пород. Это явление и было использовано для картирования трещинных зон [3].
Сопоставление приведенных значений нейтронного каротажа Jny и Jy по различным скважинам выявило две тенденции в распределении значений: 1) увеличение показаний Jy при увеличении показаний Jny и 2) увеличение показаний Jy при уменьшении показаний Jny. Это, собственно, отражает выделенный на каротажных кривых эффект повышения показаний гамма-каротажа (ГК) с одновременным повышением показаний нейтронного (НГК) и, наоборот, повышения показаний ГК с резким уменьшением НГК. Геологическая интерпретация первой тенденции объясняется заполнением открытых трещин новообразованными минералами, битумами и потерей их проводимости. Вторая тенденция интерпретируется как наличие проводящих трещин. Есть область и без четко выделенной направленности в распределении значений Jny и Jy, интерпретируемая как одновременное действие процессов трещинообразования и их залечивания.
Для диагностирования трещинных областей были построены карты распределения максимальных значений аномальной радиоактивности, или трещиноватых зон.
Другой способ определения трещиноватости пород основан на сопоставлении данных НГК и акустического каротажа (АК). Этот способ оценки трещиноватости также служит для получения качественной характеристики трещинной пористости пород. Использовалось предположение, что в трещиноватых интервалах значение пористости, рассчитанное по методу НГК, должно превышать значение пористости, рассчитанное по кривой АК, поскольку по методу АК определяется только пористость матрицы, тогда как по методу НГК определяется как матричная, так и кавернозно-трещинная пористость.
В имеющемся массиве данных пористость по 29 скважинам рассчитана по кривой НГК, по 118 скважинам - с использованием кривой акустического каротажа, 75 скважин не входят ни в тот, ни в другой список. По некоторым из последних использовался комбинированный метод расчета порис-
Рис. 6. Диаграмма сопоставления коэффициента пористости по акустическому (красный) и нейтронному каротажу и данных пористости и проницаемости по керну по скв. 823 (предполагаемые интервалы трещиноватости выделены желтым цветом)
тости. Для проверки высказанного предположения из всего массива данных выбраны 13 скважин с пористостью, рассчитанной по нейтронному методу, для которых имелись данные АК. Для выбранных скважин рассчитана пористость по АК, согласно линейной зависимости Кп = (dT — 152,9) / 4,44, и разностная кривая КпНгК — Кп^.
На рис. 6 показан результат сопоставления кривых КпНгК и Кп^ по скв. 823 и данных пористости и проницаемости (предварительно привязанных к глубине), определенных по керну.
Получение количественной оценки пористости по кривым нейтронного гамма-каротажа требует калибровки замеров регистрируемого параметра — интенсивности вторичного гамма-излучения, ко -торое характеризует водородосодержание породы, а следовательно и пористость, по опорным пластам или керну [4]. Замеры показателя JHrK разнятся от скважины к скважине. Это связано с разными условиями замера, наличием глинистой корки и некоторой нестандартизованностью аппаратуры. Для уменьшения расхождений между замерами кривой НГК была проведена P5—P95 нормализация кривых НГК в интервале исследуемых пластов в приложении «Редактор кривых» ПО Tigress по формуле
TRnorm(i) = (TRval(i) — TRmean) / (TR95 — TR5),
где TRnorm(i) - значение нормализованной кривой; TRval(i) - значение исходной кривой; TRmean - среднее значение кривой; TR95 - значение кривой при 95%-ной вероятности; TR5 - значение кривой при 5%-ной вероятности.
На следующем этапе нормализованные кривые НГК преобразованы к значениям нейтронной пористости NPHI по формуле
NPHI = 20 — 18,75 ■ NGK.
Эта линейная зависимость переводит замеры интенсивности вторичного гамма-излучения JHrK на шкалу нейтронной пористости зондов CNL или SNP.
Далее в приложении «Интерпретация каротажа» пакета Tigress проведен расчет пористости с применением формулы нейтронно-акустического кроссплота. Для этого вначале рассчитывался объем глин по кривой ГК по формуле
VcI = (GR - GRmin) / (GRmax - GRJ,
где GR - замер по кривой ГК; GRmin - минимальное значение кривой ГК; GRmax - максимальное значение кривой ГК.
Пористость рассчитывалась по следующей методике, заложенной в пакет Tigress:
1. Кривая акустики корректировалась за эффект глинизации по формуле
Atcc = (At - / (1 -VI).
2. Откорректированная пористость по акустике рассчитывалась по формуле
Ф_ = (Atcc - 47,6) / (Atf - 47,6).
3. Кривая нейтронной пористости корректировалась за наличие глинизации:
Фпсс = (Фп - VcWncl/ (1 - Vc!).
4. Итоговая пористость нейтронно-акустического кроссплота рассчитывалась по формуле
ФХР = (- 0,146 ■ Фп^ - (0,5 - 10й ■ Ф_) / (- 0,146 - (0,5 - 10й),
где Z = - (5Фп^ + 0,3).
Кривые пористости, полученной по нейтронно-акустическому кроссплоту, сравнивались с исходной пористостью, рассчитанной ранее по НГК. В итоге была получена линейная зависимость Kns = 0,72 ■ Kn + 0,048 с коэффициентом корреляции 0,83 и среднеквадратичным отклонением 0,02. Такая сходимость позволяет считать метод нейтронно-акустического кроссплота пригодным для расчета пористости при анализе интервалов трещиноватости.
Для дополнительного подтверждения принципов выделения вторичной пористости по разности кривых акустической и нейтронной пористости были построены макеты по тем скважинам, для ко -торых имелся широкополосный акустический каротаж (рис. 7). Известно, что в интервалах трещиноватости значения скорости волн Лэмба АТ имеют минимальные значения, что связано с различной реакцией S и Ь волн на анизотропию породы.
Рис. 7. Сравнение интервалов трещиноватости по кривым КпнГК и Кпм со значениями кривой йП широкополостной акустики по скв. 726 (желтым цветом выделены интервалы трещиноватости)
а б
Рис. 8. Высокий удельный дебит газа в интервале - 3976-3988 м в скв. 726 (а) приходится на зону трещиноватости; скв. 60 (б) характеризуется малыми дебитами и практически не имеет интервалов трещиноватости
Макет, построенный по скв. 726, показывает, что интервал с высоким удельным дебитом газа приходится на зону развития вторичной пористости (рис. 8а), а скв. 60, характеризующаяся низким дебитом газа, практически не имеет интервалов трещиноватости (рис. 8б).
В «Редакторе кривых» пакета Tigress рассчитана разностная кривая между двумя кривыми пористости (КпНГК и Кп^), которая использовалась для расчета фациальной кривой трещиноватости. В тех интервалах, где разностная кривая положительна (КпНГК > Кп^), была выделена фация 2 (трещинный кол -лектор), в других случаях — фация 1. Затем в приложении «Зональное осреднение» пакета Tigress выполнен расчет процентного соотношения фаций 1 и 2 по интервалам разреза и построены карты трещиноватости прикамского, северо-кельтменского и краснополянского продуктивных горизонтов (рис. 9).
Рис. 9. Трещиноватость продуктивных горизонтов: а - прикамского; б - северо-кельтменского; в - краснополянского
Представляет интерес результат сопоставления значений трещиноватости, полученных по скважинам расчетным путем, с моделью распределения трещинных зон. Напомним, что согласно модельному эксперименту, максимальная трещиноватость должна быть приурочена к местам максимальных перегибов пластов. Сопоставление фрагментов структурной карты прикамского горизонта с картой трещиноватости этого же горизонта показывает, что действительно максимумы трещиноватости приходятся на склоны локальных структур в кровле горизонта, подтверждая эффект, полученный в эксперименте (рис. 10а, б).
а
Рис. 10. Прикамский горизонт. Сопоставление: а - отметок кровли, трещиноватости и пористости по линии скважин 547-108-58-59-67-68-80-90-101-407-8А-908-918-828 (зеленая линия - отметки кровли прикамского горизонта; красная линия - трещиноватость; синяя линия - пористость); б - структурной карты кровли и карты трещиноватости горизонта, полученной пересчетом промыслово-геофизических данных. Максимумы трещиноватости приурочены к местам наибольшей крутизны кровли продуктивного пласта (синие линии - изолинии трещиноватости; коричневые линии - изолинии отметок кровли; черные кружки - скважины)
Таким образом, установлено, что в результате неких местных тектонических движений в местах наибольшего изгиба пластов возникают трещины, которые группируются в так называемые градиентные зоны, отличающиеся относительно повышенной флюидопроницаемостью. Это обуславливает закономерное увеличение дебитов скважин в окрестностях градиентных зон. Современные методы интерпретации промыслово-геофизических данных в принципе позволяют рассчитать значения трещиноватости по пластам и разрезам скважин. Сопоставление оценок трещиноватости продуктивного пласта, полученных двумя независимыми методами, показало их хорошее соответствие результатам модельных экспериментов.
Список литературы
1. Зубков М.Ю. Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тек-тонофизического моделирования / М.Ю. Зубков, П.М. Бондаренко // Геология нефти и газа. - 1999. -№ 11-12.- С. 31-40.
2. Варварин Г.Б. Состояние и перспективы развития применения спектрометрического гамма-каротажа глубоких скважин / Г.Б. Варварин, Э.Г. Урманов // Разведочная геофизика: обзор. - М.: ВИЭМС, МГП «Геоинформмарк», 1991. - Вып. 4. - 55 с.
3. Готтих Р.П. Анализ распределения поля естественной радиоактивности на АГКМ как один из возможных путей оптимизации разработки месторождения / Р.П. Готтих, Е.А. Сидорчук // Повышение эффективности разработки месторождений природного газа: сб. науч. трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 2001. - С. 142-148.
4. Asquith George B. Basic Well Log Analysis for Geologists / George B. Asquith. - Tusla (Oklahoma. USA): AAPG, 1982.
