Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения и рекомендации по увеличению эффективности (Припятский прогиб)

Нефтевмещающими породами межсолевых, воронежской, речицкой, семилукской и саргаевской залежей служат характерные для Припятского прогиба доломиты и известняки слабоглинистые, пористо-кавернозные, трещиноватые. Коллекторы ланского горизонта представлены кварцевыми песчаниками.

Преобладающим типом коллекторов межсолевых, семилукской и саргаевской залежей является каверново-порово-трещинный, воронежской и речицкой залежей - порово-каверново-трещинный, а ланской залежи - поровый.

Для изучения физических свойств коллекторов были проанализированы результаты лабораторных исследований образцов керна, отобранных из продуктивных частей разрезов скважин, расположенных в пределах залежей.

Измерение абсолютной и открытой пористости на образцах керна показывает следующее.

По данным 277 определений (n=277), выполненных на одних и техже образцах, полная пористость (Кпп) межсолевых продуктивных отложений составляет 6.59 %, открытая (Кпо) - 5.96 %. Объем закрытой пористости (Кпз) равен 0.63 %.

В результате лабораторных исследований на 114 образцах полная пористость (Кпп) пород воронежского горизонта составляет 3.37 %, открытая (Кпо) - 1.92 %. Объем закрытой пористости (КпЗ) равен 1.45 %.

Абсолютная пористость семилукских отложений по результатам 91 определения равна 3.11 %, открытая - 1.48 % и закрытая - 1.63 %.

На основании 232 измерений значения названных выше параметров для пород саргаевского горизонта, соответственно, равны 3.24, 1.42 и 1.82 %.

Ланские песчаники (n=25) характеризуются наибольшей полной пористостью 12.9 % при открытой пористости 11.5 %. В связи с близостью указанных величин и межзерновой природой емкости песчаников, разница между полной и открытой пористостью объясняется различием в методике их определения., Таким образом, в ланских песчаниках при расчете открытой пористости закрытая пористость не учитывалась.

Указанные значения закрытой (Кпз) пористости использовались при расчете открытой емкости межсолевых и подсолевых продуктивных пластов.

Сопоставление содержания нерастворимого остатка (Сно) с величинами полной пористости (Кпп) образцов с карбонатностью, превышающей 80 %, приведено на рис. 4.2а, 4.2б и указывает на отсутствие связи между названными параметрами для продуктивных карбонатных отложений.

Для пород-неколлекторов наблюдается тенденция прямолинейной связи между содержанием Сно и Кпп. На рисунке .3а видно, что при Сно = 100 % значение полной пористости пород-неколлекторов межсолевых отложений составляет 14.3 %.

Это значение полной пористости может быть принято за величину содержания гигроскопической воды (Wгиг) в глинистой фракции межсолевых пород.

Аналогично, значение полной пористости пород-неколлекторов подсолевых (воронежских, семилукских, саргаевских) отложений при Сно = 100 % составляет 13.9 %. Следовательно, значение полной пористости, равное 13.9 %, может быть принято за величину содержания гигроскопической воды (Wгиг) в глинистой фракции пород подсолевых горизонтов.

В связи с невысокими коэффициентами корреляции зависимостей Кпп = f(Сно), составленных для глинистых и плотных разностей карбонатных пород межсолевых и подсолевых отложений, соответственно равными 0.69 и 0.72, для подтверждения полученной величины содержания гигроскопической воды в глинистой фракции нами проведен следующий аналитический расчет. Абсолютная пористость непроницаемых глинистых разностей карбонатных пород (глинистых доломитов и известняков, мергелей) обусловлена, в основном, содержанием в них гигроскопической воды, связанной с имеющимися в этой породе глинистыми минералами.

Сопоставление содержания нерастворимого остатка (Сно) с полной пористостью (Кпп) карбонатных пород межсолевых (а) и подсолевых (б) отложений.

Рис. 4.2

Зависимость между полной пористостью (Кпп) и карбонатностью (С) глинистых и плотных разностей межсолевых (а) и подсолевых (б) карбонатных пород.



а)

б)

Рис. 4.3

На основании результатов анализа вещественного состава образцов определено содержание нерастворимого остатка (Сно) и глинистых минералов (Кгл). Переход от Сно к Кгл осуществлен по формуле Кгл = 0.9 Сно. В результате пересчета на 100-процентную глинистость определена абсолютная пористость каждого образца, т.е. содержание гигроскопической воды.

Нефтегазонасыщенность (Кн) коллекторов межсолевых, воронежской, речицкой, семилукской и саргаевской залежей определялась по коэффициенту увеличения удельного электрического сопротивления пласта (КнРН), по балансу пористости (КнБП) и по остаточной водонасыщенности (КнОВ), а ланской залежи - только первым из перечисленных выше методов.

В расчетах нефтенасыщенности по коэффициенту увеличения сопротивления (Рн) для всех залежей использована соответствующая гидрофильным коллекторам порового типа квадратичная зависимость Рн = 1/Кв2, многократно апробированная ГКЗ СССР при подсчете запасов нефтяных залежей Припятского прогиба (рис. 4.4). Применение этой зависмости вызвано тем, что вода в нефтенасыщенных пластах сосредоточена в порах блоковой части породы, т.е. коллекторы в данном случае проводят электрический ток как коллекторы порового типа.



Рис. 4.4

Значения электрических сопротивлений нефтяных пластов межсолевых залежей, при условии 100-процентного насыщения пластовой водой, рассчитаны по зависимости МИНХиГП для межсолевых карбонатных коллекторов (m = 2.18). Емкость пустот, занятых связанной водой в нефтенасыщенных пластах, находим по зависимости МИНХиГП для карбонатных коллекторов порового типа с учетом давления Pп = 1/Kоп 1.88+0.002/Кпо.

Значения электрических сопротивлений нефтяных пластов подсолевых карбонатных залежей, при условии 100-процентного насыщения пластовой водой, рассчитаны по зависимостям Л.И.Орлова для подсолевых карбонатных коллекторов порово-каверново-трещинного типа (для воронежского и речицкого горизонтов, m = 2.17) и каверно-порово-трещинного типа (для семилукского и саргаевского горизонтов, m=2.54), (рис. 4.6). Емкость пустот, занятых связанной водой в нефтенасыщенных пластах, находим по зависимости Л.И.Орлова для карбонатных коллекторов порового типа с учетом давления Pп = 1/Kоп 2.17+0.006/Кпо.

Значения электрических сопротивлений нефтяных пластов ланской залежи, при условии 100-процентного насыщения пластовой водой, и величины емкости пустот, занятых связанной водой в нефтенасыщенных пластах, рассчитаны по зависимости для терригенных коллекторов порового типа (m = 2), (рис. 4.7).

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности продуктивных пластов по методу остаточной водонасыщенности основывается на наличии эмпирической связи между открытой пористостью и остаточной водонасыщенностью Ков = f(Кпо). В соответствии с преобладающим составом коллекторов использовалась зависимость, полученная для доломитов.

Водородосодержание (WS) пород межсолевых и подсолевых продуктивных отложений по всем скважинам рассчитано по обобщенным для карбонатных и терригенных пород Припятского прогиба зависимостям Ing.=f(Wе), построенным тематическими партиями объединения Белоруснефть и Западнефтегеофизика.



Рис. 4.5



Рис. 4.6

4.4 Эффективные толщины

В разрезах продуктивных карбонатных отложений межсолевых (западной и восточной), воронежской, речицкой, семилукской, саргаевской и ланской залежей Вишанского месторождения эффективные толщины выделены на основе значений пористости (Кпо) и объемной глинистости (Кгл), определенных геофизическими методами, в сопоставлении с результатами испытания скважин. Критериями для выделения эффективных толщин послужили предельные величины пористости и объемной глинистости, установленные с помощью дискриминантного анализа, которому подвергались значения упомянутых выше параметров. Дискриминантные функции, с помощью которых выделяли эффективные толщины в разрезе продуктивных отложений, находились в результате обработки на персональном компьютере обучающих выборок значений пористости (Кпо) и объемной глинистости (Кгл).

Выборки значений пористости и глинистости, свойственные приточным и неприточным интервалам, составлялись на основе результатов испытания скважин. Значения пористости и глинистости по интервалам, давшим приток, объединялись в приточные выборки.

Составление обучающих выборок указанных выше параметров производилось отдельно для межсолевых и воронежских отложений. Для семилукских и саргаевских отложений составлялась единая выборка.

Из-за недостаточного количества данных для формирования неприточных выборок в подсолевых отложениях Вишанского месторождения нами использованы данные: для воронежского горизонта - по скв. 68 и 88 Речицким и 78 Осташковичской, для семилукского и саргаевского - по скв. 19, 28 Восточно-Первомайским, скв. 34 Барсуковской, 81 Осташковичской, скв. 179 Речицкой.

При составлении выборок учитывалось, что в состав приточных интервалов наряду с коллекторами, как правило, попадают плотные и глинистые пласты, значения пористости и глинистости которых не должны входить в состав приточных выборок.

Для отбраковки упомянутых выше параметров подобных пластов использовались зависимости W = f(Wсв), составленные по заведомо не давшим притока интервалам (рис. 4.8) и описываемые уравнениями следующего вида:



для межсолевых отложений W = 5.3 + 0.37Wсв (1)

для воронежских отложений W = 1.6 + 0.75Wсв (2)

для семилукских и саргаевских отложений W = 2.7 + 0.46Wсв, (3),

где W - суммарное водородосодержание породы, Wсв - содержание связанной воды.

Зависимость WУ от содержания Wсв для карбонатных пород-неколлекторов

Вишанского месторождения:

а) - межсолевых, б) - воронежских, в) - семилукских и саргаевских

Рис. 4.7



Для уравнений (1), (2) и (3) рассчитаны девяностопятипроцентные доверительные интервалы, соответствующие удвоенному стандартному отклонению (рис. 4.8). По межсолевым и подсолевым карбонатным отложениям Вишанского месторождения зависимости подтверждаются наличием корреляционной связи между величинами нерастворимого остатка (Сно) и полной пористостью (Кпп) по керну непроницаемых образцов (см. рис. 4.2, 4.3). При формировании приточных выборок из интервалов, давших притоки флюидов, на основании уравнений (1-3) исключались плотные и глинистые разности. Пласты, суммарное водородосодержание (W) которых превышало:

5.3 + 0.37Wсв + 2 - для межсолевых отложений,

1.6 + 0.75Wсв + 2 - для воронежских отложений,

2.7 + 0.46Wсв +2 - для семилукских и саргаевских отложений,

рассматривались как коллекторы, а характерные для них значения пористости и объемной глинистости включались в приточную выборку.

В неприточную выборку включались величины пористости и объемной глинистости всех пластов, принадлежащих к интервалам, не давшим притока.

Составленные подобным образом обучающие выборки для неприточных и приточных интервалов, обрабатывались по программе дискриминантного анализа с целью получения линейной дискриминантной функции.

В результате получены следующие уравнения этой функции для определения предельных значений пористости и глинистости с целью выделения эффективных толщин в разрезе карбонатных отложений (рис. 4.9):

для межсолевых Кпо = 3.77 + 0.196 Кгл, (4)

для воронежских Кпо = 3.76 + 0.023 Кгл, (5)



для семилукских и саргаевских Кпо = 3.13 + 0.004 Кгл. (6)

Пласты, пористость которых превышает предельное значение, а глинистость не превышает 20 %, отнесены к коллекторам. Их толщины отнесены к эффективным.

В связи с одинаковыми условиями формирования и петрофизическими свойствами коллекторов речицкого и воронежского горизонтов, для выделения эффективных толщин в речицком горизонте ипользовалась дискриминантная функция (5), полученная для воронежского горизонта.

Разделение пластов карбонатных отложений Вишанского месторождения на коллекторы и неколлекторы по значениям пористости (Кпо) и глинистости (Кгл) с использованием дискриминантной функции:

Рис. 4.8



4.5 Коэффициент пористости

Интерпретация кривых ГИС и расчет подсчетных параметров пласта, в том числе и пористости, производились нами на персональном компьютере в системе VISCOM по специально разработанным графам, реализирующим апробированную при подсчете запасов методику в виде последовательно работающих программ (разработки фирмы КОМТЕКО). В на стоящее время реализованы три графа, интерпретирующие данные различных комплексов ГИС с использованием полученных в результате анализа данных по керну петрофизических параметров, в рамках которых пористость определяется по следующим методам:

полный (НГК и АК);

по НГК;

по АК.

В связи с тем, что геофизические исследования в скважинах производились в период с 1965 г. по настоящее время, исходные данные для определения пористости очень разнородны. В скважинах 75, 76, 77, 78, 92, 94, 95, 96, 101, 102, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 121, 123, 126, 127, 200, 201, 202, 203 измерния НГК выполнены аппаратурой, проэталонированной в стандартных единицах; в скважинах 2, 3, 5, 9, 10, 13, 15, 17, 19, 26, 30, 32, 33, 34, 35, 36, 38, 39, 41, 42, 44, 45, 46, 47, 48, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 66, 67, 68, 69, 70, 71, 72, 74, 80, 81, 83 - в условных единицах. В скважинах 36, 42, 46, 47, 48, 51, 52, 53, 54, 55, 59, 60, 61, 62, 64, 67, 68, 69, 70, 71, 72, 74, 75, 77, 81, 83, 92, 94 (межсолевой интервал), 95, 96 кривые T не соответствуют метрологическим стандартам, так как акустический каротаж до 1979 г. выполнялся в отдельных скважинах в порядке эксперимента. или отсутствуют. В скважинах 2, 3, 5, 9, 10, 13, 15, 17, 19, 26, 30, 32, 33, 34, 35, 38, 41, 44, 45, 50, 56, 57, 58, 63, 66, 76, 78, 80, 94 (подсолевой интервал) акустический каротаж не проводился.

Для определения водородосодержания продуктивных пород во всех скважинах применялась обобщенная зависимость In, ст.ед. = f(Кп), составленная тематической партией объединения «Западнефтегеофизика». Для кривых НГК, зарегистрированных в условных единицах, с помощью метода двух опорных пластов строились индивидуальные зависимости In, усл.ед. = f(Кп).

Для этого кривая НГК в условных единицах сравнивалась с кривой НГК в стандартных единицах, зарегистрированной в ближайшей скважине. На обеих кривых идентифицировались одни и те же опорные пласты и снимались соответствующие им пластовые отсчеты в условных и стандартных единицах.

В качестве опорных пластов использовались пласты глин петриковского, домановичского, евлановского и ланского горизонтов, характеризующиеся пониженными значениями НГК (In1у.е. и In1с.е., соответственно), и пласты ангидритов и плотных известняков или доломитов, характеризующиеся повышенными значениями НГК (In2у.е. и In?2с.е., соответственно).

Как известно, в общем виде зависимость In = f(Кп) аппроксимируется линейной функцией в полулогарифмических координатах:

In = А ln(Кп) + В.

Если обозначить такие зависимости для условных и стандартных единиц как

In у.е. = c ln(Кп) + d и In? с.е. = а ln(Кп) + b,

то зависимость для условных единиц будет однозначно определена коэффициентами с и d.

Эти коэффициенты связаны с коэффициентами а и b зависимости для стандартных единиц и отсчетами в опорных пластах следующим образом:

с = а(In1у.е. - In2у.е.)/(In1с.е.- In2с.е.); d = In1у.е.- c(In1с.е- b)/a.

Полученные таким образом индивидуальные зависимости In у.е. = c ln(Кп) + d использовались для определения водородосодержания.

В скважинах, в которых кривые T акустического каротажа не соответствуют метрологическим стандартам или отсутствуют, определение открытой пористости пластов производилось с помощью графа без АК, только по данным радиоактивного каротажа (ГК, НГК). Для этого использовалась программа DWRWNG: внесение поправки за гамма-фон, инерционность аппаратуры и толщину пласта в пластовые отсчеты ГК и НГК, определение суммарного водородосодержания (кажущейся пористости) Кп,n и внесение в него поправки за диаметр скважины. Выделение пластов по комплексу каротажных кривых и получение пластовых отсчетов производилось предварительно в автоматическом режиме с последующим редактированием в интерактивном режиме.

Определение кажущейся пористости Кп,n производилось по обобщенной зависимости

In, ст.ед. = f(Кп)

составленной тематической партией объединения «Западнефтегеофизика», с учетом содержания доломита в продуктивных отложениях, либо по индивидуальной зависимости

In, усл.ед. = f(Кп)



Расчет полной пористости выполнялся по формуле Кпп = Кп,n - КглWкр, где Кгл - глинистость; Wкр - объемное содержание кристаллизационной воды в глинистой фракции породы, составляющее для межсолевых и подсолевых отложений 12.8 и 13.2 %, соответственно. Значение объемной глинистости Кгл определяется по линейной зависимости I = f(Кгл), построенной индивидуально для каждой скважины.

В скважинах, в которых кривые T акустического каротажа соответствуют метрологическим стандартам, определение открытой пористости пластов производилось с помощью полного графа. Следует отметить, что кривые НГК в этих скважинах регистрировались в стандартных единицах. Для этого также использовалась программа DWRWNG - определение суммарного водородосодержания Кп,n по обобщенной зависимости для известняков In, ст.ед. = f(Кп) с учетом диаметра скважины, составленной тематической партией объединения «Западнефтегеофизика».

После получения величин водородосодержания включалась в работу программа RWSWPX - определение вещественного состава и пористости пород. Алгоритм этой программы излагается в отчете тематической партии 14/81 ПО “Западнефтегеофизика”. Суть его заключается в следующем. В качестве модели породы принимается среда из четырех компонент: кальцита, доломита, глины и пор, заполненных пластовой жидкостью. Доли их в единице объема породы соответственно составляют Vдол, Vкал, Кгл, Кп эф (эффективная пористость). Значение объемной глинистости Кгл определяется по линейной зависимости I = f(Кгл), построенной индивидуально для каждой скважины. Для определения доли остальных компонент решается система из трех уравнений:



где:

Кз дол, Кз кал - коэффициенты замещения величины пористости по НГК для доломита и кальцита, соответственно; Кз дол = 0.025; Кз кал = 0;

Wгл - содержание связанной воды в глинах, Wгл = Wкр + Wгиг;

Wгиг - содержание гигроскопичекой воды в глинах (для межсолевых и подсолевых отложений 14.2 и 13.8 %, соответственно).

Tдол, Tкал, Tгл, Tж - интервальное время пробега продольной волны, соответственно, в доломите, кальците, глине, пластовой жидкости; Tдол = 140 мкс/м, Tкал = 155, Tгл = 290 мкс/м, Tж = 550 мкс/м.

Полученное решение системы (*) затем анализируется. Рассматриваются следующие три возможных случая.

Если получено физически приемлемое решение Vдол > 0 и Vкал > 0, то считается верной и величина коэффициента эффективной пористости Кп эф.

Если получено физически неприемлемое решение Vдол < 0, то считается, что скелет состоит из кальцита и искомая величина эффективной пористости Кп эф = Кп,n - Wгл.Кгл, т.е. из кажущейся пористости по НГК, определенной по зависимости In? = f(Wе) для известняков вычитается влияние связанной воды, содержащейся в глине.

Если получено физически неприемлемое решение Vкал < 0, то считается, что скелет состоит из доломита и искомая величина эффективной пористости

Кп эф = Кп,n - Wгл.Кгл - Кз дол,

т.е. из кажущейся пористости по НГК, определенной по зависимости In = f(Wе) для известняков вычитается влияние связанной воды (Wгл), содержащейся в глине, и влияние литологического отличия доломита (Кз дол) от известняка на показания НГК.



После определения Кп эф вычисляется коэффициент полной пористости

Кпп = Кп эф + Кгл.Wгиг,

где Wгиг - объемное содержание гигроскопической воды в глинистой фракции, составляющее для межсолевых и подсолевых отложений Вишанского месторождения 14.2 и 13.8 %, соответственно.

Затем в обоих графах вычислялась открытая пористость Кпо = Кпп _ Кпз, где Кпз - закрытая пористость.

Объем закрытых пор (Кпз) рассчитан по данным исследований керна и составил 0.63 % для межсолевых, 1.45 % для воронежских и речицких, 1.63 % для семилукских и 1.82 % для саргаевских отложений. В терригенных коллекторах ланского горизонта закрытая пористость отсутствует.

Для расчета пористости терригенных ланских отложений использовались описанные выше графы со следующими изменениями. Для определения водородосодержания по НГК использовались соответствующие зависимости In, ст.ед. = f(Кп) для песчаник. Для определения вещественного состава и пористости пород с помощью программы RWSWPX в модели породы скелет считался состоящим из кварца и кальцита. Соответственно в системе (*) задавались Кз кал = 0.025; Кз кв = 0; ?Tкв = 164 мкс/м.

Результаты определения полной и открытой пористости по описанным выше алгоритмам приведены в соответствующих текстовых приложениях книг IV-VII.

Контроль полученных определений емкости осуществлен по данным акустического каротажа. Пористость по АК определена по уравнению среднего времени.

На основании изучения скорости прохождения ультразвуковых волн в скелете породы и в пластовой воде получено следующее уравнение для определения полной пористости продуктивных пород, представленных доломитом:

Кпп = (DT - 140).

По данному уравнению рассчитаны значения полной пористости пластов по ряду скважин с наиболее характерным для карбонатов межсолевых и подсолевых отложений разрезом. Затем, после учета закрытой пористости, были получены значения открытой пористости Кпо по АК.

Порядок расчета величин полной емкости пластов, представленных терригенными породами ланского горизонта, по интервальному времени DT распространения продольных волн аналогичен вышеприведенному, но интервальное время в скелете задавалось равным 164 мкс/м, что соответствует времени пробега продольной волны в кварце.

Рис. 4.9



Рис. 4.10



Рис. 4.11



Рис. 4.12

4.6 Коэффициент нефтегазонасыщенности

Нефтегазонасыщенность карбонатных пластов-коллекторов продуктивных горизонтов определена тремя методами - по коэффициенту увеличения сопротивления (КнРН), по балансу пористости (КнБП) и остаточной водонасыщенности (КнОВ). Для терригенных коллекторов ланского горизонта расчет коэффициентов нефтенасыщенности производился только по коэффициенту увеличения сопротивления. Основным является метод определения нефтенасыщенности по коэффициенту увеличения сопротивления, остальные методы применялись в качестве контрольных.

В скважинах, пробуренных на непроводящей электрический ток промывочной жидкости (БИЭР), значения коэффициентов нефтегазонасыщенности взяты как средневзвешенные по площади соответствующих залежей.

Расчет коэффициента нефтенасыщенности по коэффициенту увеличения сопротивления основывается на экспериментально установленной связи между этим коэффициентом и водонасыщенностью коллектора. Электрическое сопротивление нефтенасыщенных пластов ?нп получали в результате интерпретации БК. Электрическое сопротивление нефтенасыщенных пластов при условии их 100-процентного водонасыщения вп для межсолевых карбонатных коллекторов рассчитаны по зависимости

Рп = 1/(Кпо)m МИНХиГП,

где m - структурный показатель породы, (m = 2.18). Для карбонатных коллекторов воронежского и речицкого горизонтов сопротивление водонасыщенного пласта вп определялось по зависимости Л.И. Орлова с показателем m = 2.17, для карбонатных коллекторов семилукского и саргаевского горизонтов - m = 2.54 (рис.4.6), для терригенных коллекторов ланского горизонта - m = 2 (рис. 4.7). Рп - параметр пористости или относительное сопротивление,

Рп = вп/в;

В - известное удельное электрическое сопротивление пластовой воды.

После этого рассчитывался коэффициент увеличения сопротивления (Рн), показывающий во сколько раз увеличивается удельное электрическое сопротивление пласта при насыщении его нефтью вместо пластовой воды,

Рн = нп/вп,

где нп - удельное электрическое сопротивление пласта с нефтью. Зная величину параметра насыщения (Рн), с помощью квадратичной зависимости Рн = 1/Кв2 (рис. 4.4), как наиболее достоверной для карбонатных коллекторов Припятского, определялся коэффициент водонасыщенности (Кв) пласта.

Суть метода баланса пористости состоит в следующем. Если для расчета относительного сопротивления (Рп) воспользоваться значением сопротивления нефтенасыщенного пласта (нп) вместо водонасыщенного (вп), и используя зависимость Рп = f(Кпо), можно определить емкость пустот, занятых связанной водой в нефтенасыщенном пласте. Полную емкость нефтенасыщенного коллектора мы определяем по НГК. Разность двух этих величин дает объем пустот, заполненных нефтью. Отношение полученной разности к емкости пласта, определенной по НГК, представляют собой коэффициент нефтенасыщенности. Расчет осуществляется по следующей формуле

Кн = (КпНГК - КпБК)/КпНГК,

где: КпНГК - пористость, определенная по НГК; КпБК - объем пор, занятых остаточной водой, определенный по БК.

Емкость, занятая водой в нефтенасыщенных карбонатных пластах межсолевых залежей, рассчитывалась с использованием зависимости МИНХиГП для карбонатных коллекторов порового типа с учетом давления



Рп = 1/(Кпо)1.88+0.002/Кпо

Емкость, занятая водой в нефтенасыщенных карбонатных пластах подсолевых залежей, рассчитывалась с использованием зависимости Л.И. Орлова для карбонатных коллекторов порового типа с учетом давления

Рп = 1/(Кпо)2.17+0.006/Кпо

Целесообразность применения зависимостей для поровых коллекторов объясняется тем, что более крупные вторичные пустоты (каверны, трещины) нефтенасыщенного гидрофильного коллектора практически полностью насыщены нефтью, а его электрическое сопротивление определяется объемом водонасыщенных более мелких пор. Поэтому нефтенасыщенный пласт со смешанной емкостью по его влиянию на величину электрического сопротивления можно рассматривать как пористый.

В качестве контрольного метода, позволяющего оценить нефтегазонасыщенность карбонатных коллекторов, использовался метод, базирующийся на наличии связи между открытой пористостью и остаточной водонасыщенностью

Ков = f(Кпо)

Сравнение значений коэффициента нефтегазонасыщенности, рассчитанных разными методами, показывает, что среднее относительное отклонение по скважинам не превышает 3.8 % для межсолевых отложений; для подсолевых: 9.7 % - для воронежского, 4.2 % - для семилукского, 4.2 % - для саргаевского.



4.7 Коэффициент глинистости

Глинистость определялась по данным радиометрии (ГК, НГК) и акустического каротажа (DТ). В основу определения глинистости положено наличие корреляционных связей между суммарным водородосодержанием (Wе) карбонатных и терригенных пород-неколлекторов и показаниями геофизических методов Ing, Ig, DT.

Для каждой скважины вначале по показаниям НГК и АК в нескольких пластах-неколлекторах определяется глинистость, а затем по соответствующим пластовым отсчетам Ig строится так называемый график глинистости - линейная зависимость

I= аКгл + b,

которая затем и используется для определения глинистости всех остальных пластов в этой скважине. Следует подчеркнуть, что такая аппроксимация вполне оправдана, т.к. точные определения объемной глинистости нас интересуют в пределах от 0 до 25 %.

Для определения объемной глинистости (Кгл) по комплексу методов акустического и нейтронного гамма-каротажа использовались палетки, составленные тематической партией треста "Западнефтегеофизика" в результате статистических сопоставлений содержания нерастворимого остатка (Сно) в породах с показаниями геофизических методов для различных диаметров скважины. Для скважин, в которых кривые НГК зарегистрированы в условных единицах, пластовые отсчеты НГК предварительно переводились в стандартные единицы на основе индивидуальных зависимостей In, усл.ед. = f(Кп), полученных с помощью метода двух опорных пластов. Для скважин, в которых отсутствует или не соответствует метрологическим требованиям АК, для определения объемной глинистости использовались те же палетки, только значение Кгл снималось по линии, соответствующей вещественному составу коллекторов. В качестве значений I, соответствующих нулевой глинистости, принимались показания гамма-каротажа против мощных пластов галита или ангидрита для карбонатного разреза и против пластов «чистого» кварцевого песчаника для терригенного разреза.

На основании этих данных по каждой скважине отдельно для межсолевого, подсолевых карбонатного и терригенного разрезов составлялись индивидуальные линейные зависимости

I= f(Кгл).

Переход от нерастворимого остатка (Сно) к объемной глинистости осуществлялся по формуле

Кгл 0.9 Сно.

При расчете открытой и полной пористости предусматривается учет поправки за содержание кристаллизационной воды в глинистой фракции. Для установления указанной величины проведено изучение с привлечением материалов ГИС (НГК и АК) водородосодержания ланских глин, обладающих наибольшей стабильностью глинистой составляющей по разрезу и площади Припятского прогиба.

Содержание гигроскопической воды (Wгиг) установлено на основании аналитического пересчета на 100 процентную глинистость полной пористости образцов керна пород-неколлекторов межсолевых и подсолевых отложений Вишанского месторождения, а также статистического сопоставления значений полной пористости (Кпп) и нерастворимого остатка (Сно), измеренных на этих образцах, и составляет для межсолевых и подсолевых отложений 14.2 и 13.8 %, соответственно.

Объемное содержание кристаллизационной воды (Wкр) определено как разность между полным водородосодержанием глинистой фракции (Wсв) и содержанием гигроскопической воды (Wгиг) и составляет для межсолевых и подсолевых отложений 12.8 и 13.2 %, соответственно. Переход от объемной глинистости к водородосодержанию глинистой фракции в необходимых случаях осуществляется по формуле ?Wгл = 0.27 Кгл.

Рис. 4.13

Рис. 4.14



Рис. 4.15

Рис. 4.16



5. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НГДУ “РЕЧИЦАНЕФТЬ” ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА, И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, как правило, дебит эксплуатационных скважин падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается. Иногда дебит вновь вводимых в эксплуатацию скважин оказывается намного ниже расчетного.

Производительность нефтяных и газовых скважин, а также поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт.

Плотные слабо проницаемые коллекторы значительно ухудшают приток нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин, а в нагнетательных резко снижают их поглотительную способность.

Снижается естественная проницаемость пород, и вследствие несовершенства вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения призабойные зоны скважин часто загрязняются отфильтровавшимися глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению его проницаемости.

При вскрытии пласта промывочными жидкостями, приготовленными на водной основе, проникающая в пласт вода также снижает естественную проницаемость коллекторов.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может ухудшаться из-за закупорки пор отложениями парафина, глинистыми частицами и смолистыми веществами.

В нагнетательных скважинах призабойная зона загрязняется различными механическими примесями, присутствующими в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т.д.).

Для облегчения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин и поглощения воды нагнетательными скважинами применяют методы искусственного воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Иногда бывает достаточно удалить со стенок поровых каналов пласта в призабойной зоне частицы парафина, смолистых и глинистых веществ, и производительность скважин резко возрастает.

В большинстве же случаев приходится искусственно увеличивать число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность, т.е. повышать трещиноватость пород продуктивного пласта.

По характеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические. Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями. Так, например, химические методы, и в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества.

Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость.

На сегодняшний день стандарт регламентирует следующие методы интенсификации притока:

Солянокислотная ванна (СКВ);

Солянокислотная обработка (СКО);

Направленная и нефтекислотная обработка (НСКО);

Кислотная обработка с ПАВ или пенокислотная обработка (СКОП);

Грязевая или глинокислотная обработка (ГКО);

Кислотные ванны с последующей кислотной обработкой (СКВ+СКО);

Сульфаминокислотная обработка;

Циклическое воздействие на пласт с помощью струйных насосов;

Рассмотрим наиболее распространенные методы химического воздействия на призабойную зону скважины и пласт.

СКВ. Этот вид обработки наиболее простой и предназначен для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ - цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, отложений продуктов коррозии.

СКО. Наиболее распространенным видом являются обычные солянокислотные обработки. Этот процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт.

Перед проведением кислотной обработки в скважине проводят ГДИ: определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, забойное и пластовое давления. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии, то есть делают СКВ.

СКОП. При обычных кислотных обработках закачиваемая в скважину соляная кислота проникает в одни и те же высокопроницаемые интервалы призабойной зоны пласта. При этом эффективность кислотных обработок с увеличением их числа на данной скважине значительно снижается.

На многих нефтяных месторождениях для повышения производительности скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора, проводят пенокислотную обработку. Сущность этого метода заключается в том, что в призабойную зону пласта вводят не обычный раствор кислоты, а аэрированный раствор поверхностно - активных веществ в соляной кислоте, т.е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха (или газа).

Кислотной пеной можно обрабатывать продуктивные пласты, сложенные не только карбонатными породами, но и песчаниками с высоким содержанием карбонатного цемента. Применение кислотных пен имеет ряд преимуществ по сравнению с обычной кислотной обработкой.

Пенокислотная обработка позволяет увеличить глубину проникновения активной кислоты в пласт, так как замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене. При освоении скважины за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела нефть - нейтрализованный кислотный раствор и за счет расширения пузырьков воздуха в призабойной зоне происходит более полная очистка поровых каналов от продуктов реакции кислоты с породой пласта.

ГКО. Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной НСI и фтористо-водородпой (плавиковой) кислот HF.

Грязевую кислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция СаF2, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью грязевой кислоты является ее способность растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.

Механические методы обработки применяются в пластах, сложенных плотными породами. Основными механическими методами интенсификации притока являются: гидравлический разрыв пласта или ГРП и торпедирование.

Гидравлический разрыв пласта, примененный в НГДУ “Речицанефть” в 1997 году по пяти скважинам, положительного эффекта не дал.

Сущность метода гидравлического разрыва пласта с применением расклинивающего реагента заключается в том, что на забое скважины создаются высокие давления, превышающие в 1,5-2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и нем образуются трещины. Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок.

При гидрокислотном разрыве пласта жидкостью разрыва является соляная кислота.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления парафина и смол, осевших на стенках поровых каналов.

Сущность тепловых методов в том, что скважину промывают горячей нефтью или применяю термокислотную обработку, при которой в скважину вводят вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию. При этом выделяется большое количество тепла.

Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Этот метод применялся НГДУ “Речицанефть” в восьмидесятые годы.

Так же эксплуатационные скважины обрабатывают паром с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок. На скважины так же проводится электротепловая обработка при помощи специальных самоходных установок.

Физические методы в основном используются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, в результате чего увеличивается проницаемость пород для нефти. Сюда относятся все промывки с применением ПАВ и других добавок.

6. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Прогресс в нефтедобывающей промышленности связан с применением все более сложных систем разработки нефтяных месторождений, основанных на заводнении и других способах воздействия на пласт. Высокая эффективность таких систем, имеющих целью повышение нефтеотдачи пласта и темпов разработки месторождений, достигается регулированием процесса добычи нефти. Такое регулирование в свою очередь немыслимо без соответствующего контроля за разработкой месторождений, основанного на применении различных промыслово-геофизических методов исследования скважин. Требования нефтепромысловой практики и науки стимулировали быстрое развитие промыслово-геофизических методов контроля.

Контроль за разработкой нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами в последние годы развился в крупное самостоятельное направление промысловой геофизики со своей специфической методикой исследований, комплексом методов, аппаратурой и оборудованием. Усилиями научно-исследовательских, конструкторских и производственных организаций были созданы новые методы и аппаратура, позволяющие решать ряд задач по контролю за разработкой нефтяных месторождений. Широкое применение получили методы ядерной геофизики, в том числе наиболее эффективный из них - импульсный нейтронный каротаж (ИНК). Принципиально новыми являются способы изучения действующих скважин через лифтовые трубы и по межтрубному пространству малогабаритными приборами нейтронного каротажа, гамма-плотномерами, механическими и термоэлектрическими дебитомерами, высокочувствительными термометрами, а также методы меченого вещества. Важное значение приобретают многократные повторные измерения, требующие специальной методики и привязки по глубине.

Под промыслово-геофизическими методами контроля за разработкой нефтяных месторождений подразумеваются все виды промыслово-геофизических исследований скважин в пределах эксплуатируемой нефтяной залежи. Они включают исследования как ранее пробуренных и в первую очередь действующих скважин, так и бурящихся резервных, дополнительных и оценочных скважин. В этих, а также в контрольных скважинах с открытым забоем измерения выполняются в открытом стволе. Комплекс и методика проведения таких измерений мало отличаются от применяющихся в разведочных скважинах, но при решении задач контроля за разработкой нефтяных месторождение требования к режимам, точности и детальности измерений существенно выше.

6.1 Дебитометрия

Дебитометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле за разработкой нефтяных месторождений применяются две модификации метода: механическая и термокондуктивная дебитометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследований действующих скважин.

1. Измерения механическими дебитомерами-расходомерами производят для следующих целей:

а) выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах;

б) выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;

в) распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами;

г) получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Из механических дебитомеров-расходомеров на практике применяются в основном приборы с датчиками турбинного типа - свободно вращающейся вертушки. Скорость вращения вертушки пропорциональна объемному расходу смеси.

Если среда, заполняющая ствол скважины, многокомпонентна (нефть и вода), по данным резистивиметрии устанавливается водо-нефтяной раздел. На термодебитограмме ему обычно соответствует скачок температуры (положительное приращение температуры).

6.2 Локация муфт и перфорированных интервалов

Метод применяется для определения положения муфтовых соединений колонны, точной привязки по глубине показаний других приборов к положению муфтовых соединений, взаимной привязки показаний нескольких приборов, глубины спуска лифтовых труб, положения забоя, а также для уточнения интервала перфорации в благоприятных условиях.

Локаторы муфт используются в качестве приставок в термометрах и приборах для исследования состава и дебита смеси в стволе скважины.

Запись диаграмм при локации муфт осуществляется при подъеме прибора. Скорость перемещения локатора определяется скоростью каротажа основного прибора.

Для определения глубины нахождения искусственного забоя производится контрольная запись, включающая отбивку забоя и 2 - 3 муфтовых соединений. Отрыв от забоя отмечается началом колебаний блика гальванометра.

Колебания блика при остановке прибора на забое указывают на возможное наличие утечки.

При локации интервала перфорации необходимо провести 2-3 записи с одинаковой скоростью перемещения прибора (200- 300 м/ч).

Скорость подъема прибора и порядок извлечения его из скважины обусловлены требованиями, предъявляемыми к основным приборам.

Масштаб записи не должен отличаться от требуемого более чем на 20%. Смещение нуля не должно превышать 1 см на 50 м записи. Большое смещение нуля указывает на наличие утечки.

Запись, выполненная для определения положения муфтовых соединений, признается браком, если кривая по своей форме и характерным пикам не позволяет выделять муфтовые соединения. Амплитуда сигнала от муфт должна более чем в два раза превышать уровень помех (флуктуации).

Две-три диаграммы (основная и контрольные), записанные для уточнения интервала перфорации, должны повторяться по конфигурации. Большая часть характерных пик должна отмечаться на диаграммах и совпадать по глубинам. В противном случае запись бракуется. Совпадение амплитуд сигнала по величине не обязательно.

Для уточнения интервала перфорации две диаграммы в оригинале накладываются одна на другую на светокопировальном столе и совмещаются по муфтам и нулевым линиям.

Отмечаются все «пики», повторяющиеся и превышающие не менее чем в 1,5 раза уровень помех. Интервал их расположения является возможным интервалом перфорации.

Рис. 6.1 - Пример качественной записи локатором муфт

6.3 Влагометрия (диэлькометрия)

Использование диэлькометричсской влагометрии для исследования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости. Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа.

Существуют две разновидности глубинных влагомеров, имеющие различные методические возможности,- пакерные и беспакерные (рис. 6.2).

Рис. 6.2 - Схематическая конструкция пакерных (а) и беспакерных (б) влагомеров: 1 - измерительный преобразователь; 2 - центральная обкладка датчика; 3 - труба измерительная; 4 - пакер; 5 - обсадная колонна

В беспакерном приборе через датчик проходит только часть смеси, движущейся по колонне. Показания беспакерного влагомера зависят от распределения степени обводненности продукции по сечению колонны и условий обтекания датчика прибора компонентами смеси. Беспакерные влагомеры служат в основном для определения содержания воды в турбулентном потоке гидрофобной смеси (выше ВНР в скважине), когда водонефтяную смесь с некоторым приближением можно рассматривать как гомогенную среду и изменением обводненности продукции по сечению колонны можно пренебречь.

В пакерном влагомере через датчик пропускается вся движущаяся по колонне смесь нефти с водой. Это позволяет фиксировать притоки нефти в гидрофильную смесь, не выделяемые по данным беспакерного влагомера. Установка пакера приводит к существенному увеличению скорости движения смеси в измерительной камере прибора, что позволяет получать более достоверные сведения об обводненности продукции, особенно в низкодебитных скважинах (ниже 100 М3/сут). Однако пакерные приборы вследствие внесения дополнительных гидравлических сопротивлений потоку могут в случае нарушения целостности цементного камня в интервале перфорации исказить реальный профиль притока.

6.4 Резистивиметрия

Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного электрического сопротивления или проводимости.

Существуют две модификации резистивиметров:

а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости;

б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

Резистивиметрия является основным методом для различения двух типов смеси в скважине - гидрофильной (нефть в воде) и гидрофобной (вода в нефти). Это обусловлено существенным различием электрических свойств этих смесей. Гидрофильная смесь имеет удельное сопротивление (проводимость), близкое к воде, гидрофобная смесь - близкое к нефти.

Индукционная резистивиметрия основана на измерении электропроводности жидкостного «объемного» витка связи методом вихревых токов. Индукционный датчик проточно-погружного типа содержит две тороидальные катушки, одна из которых возбуждает в исследуемой среде токи высокой частоты (100 кГц), а вторая принимает сигналы, пропорциональные удельной проводимости среды. Объемный виток связи создается цилиндрической колонкой жидкости, находящейся в измерительном канале датчика, и внешним объемом жидкости, омывающей датчик.

Индукционная резистивиметрия при исследовании действующих эксплуатационных скважин применяется для решения следующих задач:

а) определения местоположения ВНР в скважине (границ перехода смеси из гидрофильной в гидрофобную);

б) установления структуры потока гидрофильной смеси с различным содержанием нефти;

в) выделения в гидрофильной среде мест поступления в колонну воды с различной степенью минерализации.

Достоинство индукционной резистивиметрии - возможность индикации слабых притоков нефти при большом содержании воды в колонне и высокая чувствительность к изменению минерализации воды.

Одноэлектродные рсзистивиметры на постоянном токе в действующих нефтяных скважинах используются лишь для установления типа движущейся в скважине смеси: гидрофильная или гидрофобная. Резкое различие удельных сопротивлений смесей этих двух типов позволяет проводить качественные измерения без тарировки прибора и определения истинных величин удельных сопротивлений.

Достоинством метода является простота схемы измерений, позволяющая комплексировать токовой резистивиметр в одном приборе с другими датчиками для исследования действующих скважин.

6.5 Термометрия

Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Данные термометрии используются при решении практически всех задач контроля.

В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов притока (приемистости), определения отдающих (поглощающих) пластов и установления интервалов обводнения. В неперфорированных пластах термометрия служит для прослеживания местоположения температурного фронта закачиваемых вод.

При контроле технического состояния скважин термометрия используется для выявления затрубных циркуляций и определения мест негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб.

Для выбора оптимального режима работы технологического оборудования данные термометрии могут быть использованы для определения глубины и интервалов разгазирования нефти и установления уровня жидкости в скважине.

К достоинствам термометрии скважин относятся:

а) возможность исследования объектов, перекрытых лифтовыми трубами;

б) возможность получения информации о работе пласта, недоступного для исследования в действующей скважине (например, в скважинах, эксплуатирующихся с помощью электропогружных центробежных насосов, при высоких устьевых давлениях и т. п.), по измерениям, выполненным в остановленной скважине, после ее глушения и извлечения технологического оборудования;

в) выявление слабо работающих перфорированных пластов, когда другие промысловые методы не эффективны;

г) выявление интервалов обводнения независимо от минерализации воды, обводняющей пласт;