Изучение карбонатных коллекторов

19

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Томский Политехнический Университет»

Институт геологии и нефтегазового дела

Кафедра ГЕОФ

Реферат по дисциплине

«Геофизические исследования скважин»

«Изучение карбонатных коллекторов методами ГИС»

Выполнила: студентка гр. 2550

Епифанцева Н.Ю.

Принял: Исаев В.И.

Томск 2009

Содержание

Введение

Типы сложнопостороенных карбонатных коллекторов девона нижнего Поволжья и геофизические методы их изучения (на примере Евлановско-ливенских отложений Памятно-Сасовского месторождения)

Оценка трещиноватой и кавернозной пористости карбонатных коллекторов акустическим микроимиджером

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Карбонатные отложения верхнего девона в настоящее время являются основным объектом поисково-разведочных работ. Поиски рифовых систем в 90-х гг. привели к открытию самого крупного в этом районе Памятно-Сасовского нефтяного месторождения [3, 4]. По этому району накоплен большой фактический материал промыслово-геофизических и петрофизических исследований карбонатов, наработан ряд адаптированных к конкретным условиям методик обоснования параметров сложных коллекторов и интерпретации ГИС. Тем не менее до сих пор возникают значительные трудности при типизации таких коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам. В связи с этим особую актуальность приобретает этап количественной интерпретации ГИС, благодаря которому возможны оценка типа коллектора и определение его количественных критериев.

В карбонатном разрезе к сложным коллекторам относят отложения, в которых наряду с межзерновой пористостью, развиты трещины, пустоты выщелачивания, каверны. Для выделения таких коллекторов используют методы, на показания которых оказывает влияние текстурные особенности пласта. Косвенными признаками коллектора для таких отложений являются:

o увеличения диаметра скважины, не связанные с глинистостью или уменьшение диаметра против низкопористых разностей;

o затухание амплитуды упругой волны на диаграмме стандартного акустического метода;

o перебитость фазовых линий на диаграммах широкополосного акустического метода;

o различие в значения Кп, вычисленных по данным нейтронного, электрического и акустического методов.

Все перечисленные признаки косвенные, так как отражают только текстурные особенности строения пласта. Информации о проницаемости отложений по этим материалам мы не имеем.

Получить информацию о том проницаем пласт или нет возможно регистрируя перемещения флюида в прискважинной зоне пласта. Перемещение флюида в системе “скважина - пласт” прямой и достаточный признак коллектора. Поэтому геофизические методы, позволяющие зарегистрировать эти перемещения, относятся к прямым методам выделения коллектора.

Типы сложнопостороенных карбонатных коллекторов девона нижнего Поволжья и геофизические методы их изучения (на примере Евлановско-ливенских отложений Памятно-Сасовского месторождения)

Карбонаты Евлановско-ливенского горизонта Памятно-Сасовского месторождения представлены чистыми доломитами. Для них характерны отсутствие прямых качественных признаков коллекторов, высокие удельные электрические сопротивления по БК (десятки тысяч Ом на 1 м), низкие показания ГК, номинальные или несколько увеличенные диаметры скважины, широкие диапазоны изменения пористости.

Фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов изучены на 5000 образцов. По материалам исследований керна выявлено, что отличительная особенность рифогенных доломитов - плотная слабопроницаемая матрица. При микроскопическом изучении шлифов установлено наличие микротрещин, раскрытость которых невелика и варьирует от 1 до 5 мкм, их емкость не превышает 0,7 %, проницаемость микротрещин изменяется от 3 до 67-10^-3 мкм². Такая система микротрещин при их раскрытости, сопоставимой с радиусом межкристаллических пор, способна обеспечить движение флюида в породе, создавая при этом проницаемость, меньшую или равную граничной для поровых коллекторов. Это происходит за счет сокращения извилистости и протяженности путей фильтрации флюида [2]. Кроме того, установлены участки разуплотненных пород. Основная емкость представлена различными по размеру кавернами. Н.В. Даньшиной установлено наличие двух типов каверн: крупных с линейными размерами, сопоставимыми с размерами исследуемого керна (3-10 см и более) и небольших размеров (до 3-5 мм), связанных между собой поровыми каналами и трещинами. Сложное соединение между собой каверн малого размера придает путям фильтрации сильную извилистость. Эти особенности структуры пустотного пространства не позволяют гравитационным силам полностью освободить каверны от заполняющей их жидкости при взвешивании образца в воздухе (эффект гидрозатвора) для определения открытой пористости методом Преображенского. Поэтому часть емкости каверн малых размеров будет включена в межзерновую пористость. Эта составляющая может быть достаточно большой (до 3-5 % и более).

Комплексный анализ петрофизических исследований малых образцов керна (30х30 мм) по преобладающему типу пустотного пространства позволил разделить выборку на несколько групп, основными из которых являются четыре (Булгаков С.В., Кристя Е.Е., 1999):

1 - микротрещинно-поровый тип коллектора характеризуется присутствием микротрещин, благодаря которым межкристаллические поры связаны в единую фильтрационную систему;

2 - поровый тип - это матрица породы, которая при отсутствии микротрещиноватости и пористости ниже граничной является непроницаемой. Граничное значение коэффициента пористости составляет 2 %;

3 - каверново-поровый тип в общей емкости коллектора имеет относительно невысокую каверновую составляющую. Размеры мелких каверн крупных пор соизмеримы. Каверны и межкристаллические поры сообщаются посредством микротрещин;

4 - порово-каверновый тип в общей емкости породы характеризуется самой большой величиной каверновой составляющей. Каверны соединяются между собой по межкристаллическим порам и микротрещинам. В участках площадного развития межкристаллические поры и каверны обладают хорошей сообщаемостью между собой, придавая породе характерный "ситчатый" облик.

Указанные типы коллекторов на сопоставлениях

Kп - Рп и Кп - t

располагаются обособленно.

Анализ результатов определения проницаемости по методу радиальной фильтрации 153 образцов большого размера (диаметр 66 мм) позволил выделить еще два типа коллекторов (рис. 1):

5 - трещинно-каверново-поровый;

6 - трещинно-порово-каверновый.

Рис.1 Зависимость проницаемости от общей пористости. Тип коллектора: 1 - микротрещинно-поровый, поровый, 2 - каверново-поровый, 3 - порово-каверновый, 4 - трещинно-каверново-поровый, 5 - трешинно-порово-каверновый

При идентификации коллекторов по данным ГИС учитывались особенности структуры пустотного пространства пород. В основе классификации лежат два основных принципа: 1) соотношение объемов разных типов пустотного пространства; 2) образование связанной фильтрационной системы определенным типом пустотного пространства.

Для возможной дифференциации коллекторов по особенностям строения пустотного пространства из промыслово-геофизических методов наиболее информативны акустический каротаж и электрометрия. Соотношения объемов пустот разных типов традиционно определяются по данным АК и ННК (комплекс ННК-ГГК). На показания электрометрии существенное влияние оказывает проводимость заполняющего каверны флюида: сообщение между кавернами осуществляется только по микротрещинам и тонким межкристаллическим поровым каналам матрицы. Проникновение фильтрата бурового раствора незначительное, порода низкопроницаема. Каверны, заполненные нефтью, удлиняют токопроводящие пути. Сопротивление такой породы велико; каверны образуют связанную фильтрационную систему посредством трещин большой раскрытости, что обеспечивает глубокое проникновение бурового раствора в пласт. Размеры зоны проникновения превышают радиус измерения прибора бокового каротажа, что отражается на показаниях БК снижением сопротивления по сравнению с истинным сопротивлением нефтенасыщенного коллектора.

Различия приуроченности фильтрационной системы к определенному типу пустотного пространства наглядно проявляются при совмещении нормализованных кривых БК и ННК. Методика Н.З. Заляева нормализации кривых основана на линейной связи между логарифмами удельного электрического сопротивления и коэффициента пористости в водонасыщенной породе порового типа [1]. По расхождению нормализованных кривых можно судить о характере насыщения коллекторов, а при благоприятных условиях - его типе. При выборе масштаба нормализации в предельно нефтенасыщенной части разреза кривая ННК, преобразованная в масштаб сопротивлений, соответствует кажущемуся сопротивлению нефтенасыщенных коллекторов порового типа.

Для определения эффективных толщин, а также количественной оценки проницаемости использовались исследования индикаторным методом по радону (ИМР), предложенным специалистами ВолгоградНИПИнефти. Проницаемость продуктивных отложений, определенная по ИМР при одинаковой общей пористости, изменяется в широких пределах, что позволяет использовать ее при типизации коллекторов.Типы коллекторов индентифицируются по ГИС с помощью соотношения нормализованных кривых ННК и БК, результатов интерпретации методов ГИС, представленных в виде непрерывных кривых общей пористости по ННК, межзерновой пористости по АК и проницаемости по ИМР (таблица1).

Таблица1. Оценочные параметры типов коллекторов

При испытании в открытом стволе пластоиспытателем на трубах микротрещинно-поровых коллекторов в интервале глубин 2714-2717 м в скв. 105 Сасовская был получен приток нефти дебитом 4,1 м3/сут (рис. 2, A). Пористость, определенная по ГИС, составила 2 %, проницаемость по ИМР - (15-18)·10^-3 мкм².

Порода порового типа с пористостью по ГИС 2,0-2,5 % (интервал глубин 2647-2650 м, скв. 12 Платовская) по ИМР характеризуется как непроницаемая (см. рис. 2, Б).

Рис.2 Геофизические характеристики коллекторов микротрещинно-порового(А), порового и каверно-порового (Б) типов.

Примером коллекторов каверново-порового типа может служить пласт в интервале глубин 2640-2645 м в скв. 12 Платовская (см. рис. 2, Б). По ГИС коллекторы имеют следующие характеристики:

t^AK =164 мкс/м;

К_п^ННК = 5,2 %;

К_п^АК =3,2 %;

К_п^кав / К_п^общ = 0,38;

К_пр^ИМР = (0,1-0,3)· 10^-3 мкм².

Удельные электрические сопротивления коллекторов трещинно-каверново-порового типа снижены по сравнению с расчетными, соответствующими нефтенасыщенным поровым коллекторам такой же пористости за счет проникновения промывочной жидкости по трещинам (рис. 3). Исследования дебитомером показывают, что к данному типу коллектора часто приурочены пласты, отдающие нефть. Данный тип коллектора представлен в разрезе скв. 139 Памятная. По ГИС пласт в интервале глубин 2605,0-2606,4 м имеет следующие характеристики:

t^АК =165 мкс/м;

К_п^ННК = 4,9 %;

К_п^АК =3,4 %;

К_п^кав / К_п^общ = 0,3;

К_пр^ИМР = 120·10^-3 мкм².

Рис.3 Геофизические характеристики коллекторов трещинно-каверново-порового типа

В порово-каверновом типе основная емкость породы представлена кавернами, сообщающимися между собой посредством тонких пор и микротрещин. Сопротивление такой породы огромно. Проницаемость по ИМР сопоставима с проницаемостью порово-микротрещинного и каверново-порового типов коллекторов. Данный тип коллекторов представлен в скв. 3 Платовская в интервале глубин 2585-2588 м (рис. 4, А) и имеет следующие характеристики:

К_п^ННК = 9 %;

К_п^АК = 3,5 %;

К_п^кав /К_п^общ = 0,61;

К_пр^ИМР =(0,8-14,0)·10^-3 мкм².

В трещинно-порово-каверновом типе коллектора наблюдается снижение удельного электрического сопротивление пласта из-за глубокого проникновения фильтрата бурового раствора. На кривой интервального времени упругой волны нередко фиксируются срывы. Порода имеет высокую проницаемость по ИМР, коллекторы такого типа по данным исследований дебитомером характеризуется как отдающие флюид. Пласт в интервале глубин 2576-2578 м (скв. 12 Платовская (см. рис. 4, Б) имеет следующие характеристики:

К_п^ННК = 14 %;

К_п^АК=6,5 %;

К_п^кав / К_п^общ =0,54;

К_пр^ИМР = 120·10^-3 мкм².

Наличие коллекторов данного типа установлено в скважинах по частичному поглощению промывочной жидкости в процессе бурения. Петрофизические характеристики таких коллекторов оценить по керну невозможно из-за присутствия каверн и трещин большой раскрытости.

Рис.4 Геофизические характеристики коллекторов порово-кавернового (А) и трещинно-порово-кавернового (Б) типов

Карст как разновидность коллекторов трещинно-порово-кавернового типа имеет ряд качественных признаков: увеличенный диаметр, высокую пористость по ННК (НГК), низкую плотность по ГГК, резкое снижение показаний БК, частые срывы на диаграммах АК. Изучение параметров затруднено тем, что при пористости выше 35-40 % показания методов НК искажены вследствие нелинейности связи между регистрируемым излучением и водородосодержанием пласта. В прискважинной зоне пустотное пространство карстовой полости практически свободно от УВ. Это интервалы полного поглощения промывочной жидкости и провалов бурового инструмента, где объем прошедшей через пласт промывочной жидкости многократно превышает объем пустотного пространства коллекторов (рис. 5).

Рис.5 Геофизические характеристики карста

Оценка трещиноватой и кавернозной пористости карбонатных коллекторов акустическим микроимиджером

В формировании коллекторских свойств карбонатных горных пород межзерновая составляющая пористости, как правило, представляет незначительную долю в общей пористости, уступая место трещинной и кавернозной системе пустот. При эксплуатационном бурении обычно имеются данные только комплекса стандартных геофизических исследований. А они не дают однозначного ответа на вопрос о коллекторских свойствах низкопористых зон, представленных карбонатными горными породами. При проводке скважин такие интервалы, как правило, интерпретируются с недостаточной достоверностью, так как нет необходимого петрофизического обоснования для учета влияния возможных трещинных и кавернозных составляющих этих зон притока. Отбор керна из таких карбонатных интервалов оказывается непредставительным вследствие:

а) неполного выноса керна;

б) большой вероятности выноса именно плотной части карбонатов;

в) низкой вероятности попадания в образец участков основных трещин и каверн;

г) исключения попадания в образец керна с макро- трещинами и большими кавернами (вплоть до карста).

Именно данный пробел в исследованиях такого типа коллекторов должен заполнить скважинный акустический телевизор. Так как данные пористости по керну являются заниженными в несколько раз по сравнению с промыслово-геофизическими данными, то метод отраженных волн, реализованный в аппаратуре CAT, остается, пожалуй, единственным методом промысловой геофизики, который в состоянии обеспечить связь между реальными параметрами горных пород и данными ГИС.

Отдельные трещины могут обеспечивать притоки в десятки тонн и более в сутки. Именно вследствие этого, западные фирмы, такие, как "Шлюмберже", уделяют много внимания изучению сложно-построенных коллекторов и способам выявления в них одиночных, групповых, наклонных трещин и зон кавернозности.

Одно из ведущих мест в наборе применяемых для этой цели специальных геофизических методов, занимает скважинный акустический телевизор.

На рис. 1 приведен пример одной из скважин Восточной зоны Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, принадлежащей ЗАО "Стимул". Геологические условия данной зоны таковы: под весьма изменчивой по толщине прослойкой солей иреньского горизонта находится продуктивная карбонатная пачка известняков и доломитов.

На представленной записи в интервале плотного известняка хорошо видны одиночные каверны. Учитывая расположение по сторонам света и характер каверн на двух глубинах, можно сказать, что ствол скважины пересек каверны горизонтальной протяженности. Определяя их размеры, с учетом вертикального и горизонтального масштабов записи, введя поправку на скорость движения прибора, получим: размер нижней каверны - 26 см по вертикали и 11 см по горизонтали; размер верхней каверны 11 и 8 см, соответственно.

Учитывая направления их распространения с северо-запада на юго-восток, можно предположить, что они имеют гидродинамическую связь с основной залежью. В восточной зоне Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения основную роль, как выяснилось, играет кавернозная составляющая пористости. Дебиты скважин составляют до 50 т нефти в сутки.

На рис. 2 представлен интервал одной из скважин Малышевского месторождения компании АНК "Башнефть", исследованный микроимиджером ОАО НПФ "Геофизика" (г. Уфа). Интервал 394,0...398,1 м характеризуется наличием макротрещины, которая, вероятно, не единожды была обработана кислотой. Последнее предположение (впоследствии подтвердившееся) основано на том, что края трещины имеют нечеткие границы. Несмотря на искажения, вносимые применением кислотной обработки пласта, можно восстановить первоначальную расскрытость трещины. Она определяется как минимальная расскрытость трещины на всей ее протяженности. В данном примере она составляет не менее 17 мм при падении на север.

Учитывая разрешающую способность метода CAT в открытом стволе, можно утверждать, что он может дать достоверную информацию для решения следующих задач.

· Выявление элементов залегания пластов.

· Уточнение литологии и контроль смены фаз осадконакопления.

· Выявление трещин (в том числе и макротрещин), их структурное расположение и распространение вдоль ствола скважин.

· Наличие винтообразных желобов и учет их влияния на другие геофизические методы (особенно на микрометоды).

· Уточнение структуры и типа порового пространства преимущественно в карбонатных коллекторах.

· Выявление неприточных зон в интервале коллектора.

· Уточнение геологического строения интервала, пересеченного скважиной.

· Получение рекомендаций по местам отбора керна в наиболее представительной и интересующей нас части коллектора.

· Оценка раскрытости выявленных трещин.

· Выявление зон и интервалов кавернозности с оценкой размеров отдельных каверн.

Заключение

В заключение можно отметить, что карбонатам свойственна резкая изменчивость фильтрационно-емкостных свойств в объектах рифового типа. Моделирование изменения свойств рифогенных отложений по площади связано с многочисленными трудностями, преодолеть которые можно лишь при комплексных исследованиях, включающих литолого-петрографическое и петрофизическое изучение пород, а также промыслово-геофизические и гидродинамические методы исследования скважин. При одинаковой величине пористости пласты-коллекторы имеют разные фильтрационные характеристики, которые определяются структурой их пустотного пространства. Исследования по типизации коллекторов на основе анализа всего фактического материала и количественной интерпретации данных ГИС позволили дать более обоснованное представление о внутреннем строении рифа. Описанные типы коллекторов отображают характер разреза Памятно-Сасовского месторождения по фильтрационно-емкостным свойствам.

С целью повышения геологической эффективности геофизических исследований в карбонатных коллекторах необходимо:

1)усовершенствовать комплекс геофизических исследований, дополнив его методами или заменив одни методы другими, более информативными;

2)применять наиболее эффективные способы исследования и методики интерпретации получаемых материалов с учетом типа коллектора;

создавать наиболее благоприятные (оптимальные) условия для проведения соответствующих исследований в скважинах;

полностью выполнять утвержденный комплекс исследований (и в установленные сроки);

на каждом крупном месторождении бурить одну-две специальные параметрические скважины со сплошным отбором керна в продуктивной толще; проводить в них детальные исследования расширенным комплексом геофизических и гидродинамических методов;

всесторонне изучать петрофизические свойства керна исследуемой толщи карбонатных пород в атмосферных условиях и в приближающихся к пластовым и уточнять связи их с геофизическими параметрами для каждого продуктивного горизонта.

Список использованной литературы

1. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. - М.: Недра, 1984.

2. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике. - М.: Недра, 1978.

3. Новиков А.А., Саблин А.С. Предпосылки роста добычи нефти в Волгоградской области // Геология нефти и газа. - 1997. - № 10. -С. 11-15.

4. Новые данные о распространении рифогенных формаций Волгоградского Поволжья, классификация рифов и вопросы методики их поисков/ А.А. Новиков, А.С. Саблин, В.М. Махонин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998. - № 6. - С. 2-7.

5. Журнал «Каротажник»

6. Терехов О.В. Выделение трещин породы методом отраженных волн//Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. - Уфа, 2007. -№4.-С. 43-46.

7. Жуланов И.Н. Новые аспекты использования скважинного акустического телевизора//Применение геофизических методов при решении геологических, инженерно-геологических и экологических задач: Материалы Всерос. науч.-техн. совещ. - Пермь, 1994. - С. 15-16.

8. Стрелков В.И., Загидуллин Р.В. Аппаратура акустического каротажа на отраженных волнах САТ-4 и АРКЦ- Т// Геофизика. - М., 2000. - Спецвыпуск, посвященный ОАО НПФ "Геофизика". - С. 45-48.