0 Shares 861 Views

Некоторые особенности изучения трещинных коллекторов в разрезах скважин и добычи из них нефти

Трещинные коллекторы встречаются в недрах земли в широком стратиграфическом диапазоне, при различных давлениях и температурах, на различных глубинах. В отличие от классических коллекторов межзернового типа, существование и распространение которых связано только с песчаниками и карбонатами (т.е. с породами определенной, но ограниченной литологии), трещинные коллекторы разведаны и  эксплуатируются не только в упомянутых, но и в таких — необычных для коллекторов породах — как глинистые сланцы, граниты, туфы, аргиллиты, базальты. Характерной особенностью рассматриваемых коллекторов на многих месторождениях является очень высокая суммарная накопленная добыча нефти, достигающая иногда несколько миллионов тонн на одну скважину.

Автором в течение многих лет проводились исследования, направленные на решение практических и теоретических вопросов выделения и изучения трещинных коллекторов при разведке месторождений и добыче из них нефти. Эти исследования включали:

¾      обоснование, постановку и решение отдельных задач теории геофизических методов;

¾      расчеты на ЭВМ геолого-геофизических ситуаций на базе полученных решений;

¾      разработку принципиально новых приемов исследования трещинных коллекторов;

¾      обработку и анализ результатов применения этих приемов в скважинах;

¾      анализ данных геофизических и гидродинамических исследований скважин и разработки месторождений нефти с трещинными коллекторами;

¾      обработку и анализ результатов специальных экспериментальных исследований в разрезах скважин;

¾      критическое осмысление публикаций других исследователей

В общей сложности при работе по рассматриваемой тематике были изучены материалы по разрезам почти 3000 скважин более чем на 180 нефтяных месторождениях. История разведки и разработки отдельных месторождений прослежена начиная от бурения первой поисковой скважины и кончая их полным обводнением. Изученные месторождения расположены в различных геологических, географических и климатических условиях. Возраст трещинных коллекторов: олигоцен -рифей. Породы, слагающие коллекторы, включали как широко распространенные ( песчаники, алевролиты, карбонаты), так и редко встречаемые ( аргиллиты, граниты, туфы, базальты ). Давление в коллекторах изменялось от аномально низкого (коэффициент аномальности Ка=0,9) до аномально высокого (Ка=1,8); температура варьировала от 25оС до 185оС.

Таким образом, были изучены трещинные коллекторы практически во всем диапазоне геолого-технических условий, встречаемых на практике.

 

Строение трещинного коллектора и методы его изучения

 

Следует отметить, что до настоящего времени нередки публикации, в которых рассматривается существование в породах отрытых трещин различного направления. В этой связи, прежде всего, необходимо обосновать модель коллектора, т. к. не поняв строения изучаемого объекта, невозможно разрабатывать методы его изучения и анализировать изменения, происходящие в нем в процессе добычи углеводородов.

На основе применения 3-х независимых подходов было доказано, что в естественных условиях залегания горных пород открытыми являются трещины только вертикального направления . В залежах эти трещины образуют обычно единую сеть, обеспечивая хорошую гидродинамическую связь между разными частями залежи по площади и по разрезу. Схема строения трещинного коллектора представлена на рисунке. В основе разработанной модели строения трещинных коллекторов лежат неравномерность распределения трещин внутри массива пород, неравнозначность при добыче углеводородов трещин разной раскрытости и доминирующее значение открытых трещин вертикального направления.

Для модели с доминирующим влиянием вертикальной трещиноватости разработан ряд принципиально новых способов решения следующих задач:

¾      выявление трещинных коллекторов в разрезах скважин;

¾      оценка фильтрационной способности пород матрицы коллектора;

¾      оценка нижнего предела пористости пород проницаемой матрицы (или верхнего предела пористости пород непроницаемой матрицы);

¾      определение протяженности открытых трещин по разрезу;

¾      выделение мест пересечения скважиной открытых трещин;

¾      обоснование депрессии  для получения притока флюида из трещин;

¾      определение количества самостоятельных гидродинамических систем в залежи;

¾      оценка пределов прочности пород разреза на сжатие и на разрыв.

Указанные задачи подлежат первоочередному решению при поиске и разведке залежей углеводородов в трещинных коллекторах.Действительно,прежде всего необходимо решить принципиальный вопрос о наличии (или отсутствии) трещинных коллекторов:дальнейшее решение всех перечисленных задач целесообразно только при положительном ответе на принципиальный вопрос.Оценка фильтрационной способности необходима для последующего учета свойств пород матрицы при подсчете запасов в случае их проницаемости или игнорирования – при непроницаемости пород.Оценка пределов пористости и протяженности трещин по разрезу также необходимы для подсчета запасов.Выделение мест пересечения скважиной открытых трещин обеспечивает обоснованный выбор объектов испытания.Обоснование депрессии – гарантия получения притока пластового флюида из трещин.Оценка количества самостоятельных гидродинамических систем в залежи предопределяет необходимость проведения поисково-разведочных работ либо  по одному объекту,либо  по отдельным блокам.Оценка пределов прочности пород разреза предопределяет конструкцию низа скважины.

 

Выявление трещинных коллекторов в разрезах скважин

 

Для принципиального решения задачи о наличии (или отсутствии) трещинных коллекторов в разрезе конкретной скважины можно использовать 4 способа:

(а) фиксация поглощений промывочной жидкости и газонефтеводопроявлений в процессе бурения;

(б) обнаружение потенциала течения ПС;

(в) сравнение скоростей распространения волн различной длины;

(г) сравнение  горизонтального напряжения с пластовым давлением.

 

(а). Поглощение промывочной жидкости и/или газо-нефте-водопроявление, фиксируемые в процессе бурения,обычно обусловлены наличием в разрезе открытых трещин, пересеченных скважиной.Если за процессом бурения ведется соответствующий контроль,то фиксация указанных осложнений нормального хода бурения  является качественным указанием на:

  • наличие трещин в разрезе;
  • приблизительное пластовое давление;

  • место пересечения скважиной трещины (нескольких трещин,зоны трещиноватости).

Отметим следующее.В залежах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) коэффициент аномальности максимальный в кровле залежи и постепенно снижается при углублении в нее с темпом, зависящим от плотности пластового флюида. Чем меньше плотность пластового флюида,тем быстрее уменьшается Ка с ростом глубины.А так как снижать удельный вес промывочной жидкости по мере углубления в залежь опасно из-за возможных повторных проявлений из верхней части зоны АВПД,то репрессия с увеличением глубины возрастает и вероятность новых проявлений крайне мала.Следовательно,если даже скважина и пересекает новые трещины,то они не всегда могут «подать голос».С другой стороны,рост репрессии обуславливает утечку определенного объема промывочной жидкости в трещины,что можно зафиксировать по уменьшению объема жидкости, циркулирующей в скважине.Подобные сведения,к сожалению,чаще всего  отсутствуют.

(б). Обнаружение потенциала течения ПС.  Теоретическое решение задачи об электродвижущей силе (э.д.с.) потенциала течения в трещине показало ,что такая э.д.с. может обусловить появление гигантских потенциалов ПС.Сравнивая фактическую амплитуду аномалии ПС,зарегистрированную в скважине,с расчетным статическим потенциалом, можно установить присутствие потенциала течения,обязанного открытой трещиноватости.Оптимальным для возможного использования способа является песчано-глинистый разрез скважин (особенно,при наличии АВПД).

(в). Сравнение скоростей распространения волн различной длины.При однородной структуре массива скорости распространения волн малой и большой длины равны между собой,тогда как при ее заметной нарушенности трещинами скорость распространения волн малой длины превышает скорость распространения волн большой длины.В качестве скоростей волн различной длины используются значения,полученные в акустическом и сейсмическом диапазонах частот (АК + ВСП).Способ целесообразно применять в толщах пород с мало изменяющейся литологией.

(г). Сравнение горизонтального напряжения с пластовым давлением.  Условием существования открытой вертикальной трещиноватости является превышение пластового давления (Рпл) над горизонтальным напряжением (sгор), т. е. выполнение условия Рпл>sгор. В противном случае открытые трещины отсутствуют.Пластовое давление в первом приближении оценивается по поглощению раствора и газонефтеводопроявлениям, наблюдаемым в процессе бурения; в зонах АВПД при благоприятных условиях возможно использование геофизических методов. Точные значения Рпл получают измерениями манометром в процессе испытания разреза на приток пластового флюида.

Горизонтальное напряжение можно определить двумя способами: расчетом и по данным гидравлического разрыва пласта (ГРП).

В первом случае

 

sгор= sвер×Кбок= dср×g ×h ×,                              (1),

гдеsвер — вертикальное напряжение;

Кбок — коэффициент бокового распора;

dср — средняя плотность горных пород от поверхности до глубины h;

  • коэффициент Пуассона;

g — ускорение свободного падения.

 

Коэффициент Пуассона может быть определен по измерениям скоростей распространения продольных и поперечных волн:

 

,                               (2),

 

где    ,  — скорости распространения продольных и поперечных волн, соответственно;

, — интервальное время пробега продольных и поперечных волн, соответственно.

 

Современная аппаратура акустического каротажа позволяет доступным образом реализовать данный способ. Необходимо только помнить, что коэффициент Пуассона, рассчитанный по уравнению (2), является «динамическим» коэффициентом Пуассона. Последний превышает статический  и, соответственно, завышает sгор при использовании уравнения (1).

Определение  sгор  по данным гидроразрыва пласта дает наиболее точное значение. При интерпретации записей манометрами процесса гидроразрыва учитывается следующее.

Бурение скважины приводит к изменению начального напряженного состояния, сложившегося в породах до бурения скважины. Для пустой цилиндрической скважины новое напряженное состояние описывается известными уравнениями:

sz= sвер— 2 (s1-s2)×  cos2j ,                                                (3),

sr = cos2j ,         (4),

 

sq = cos2j  ,                              (5),

 

где

sz, sr, sq —  вертикальное, радиальное, тангенциальное напряжения, соответственно;

s1, s2  — начальные минимальное и максимальное горизонтальные напряжения, соответственно;

rc  — радиус скважины,

r — текущий радиус;

j    —  полярный угол.

 

Для дальнейшего  наибольший практический интерес представляет тангенциальное напряжение. На стенках скважины, т. е. при r = rc :

 

sq= s1 + s2 — 2(s1 — s2) cos2j ,                                   (6).

 

Задавая  s1 и s2 , можно рассчитать sq .  Так, при  s1 = s2  (т.е. при равенстве горизонтальных напряжений) и изменении угла j  от 00 до 900 в горизонтальной плоскости sq = 2s1 =2s2. Таким образом, тангенциальное напряжение в пустой скважине сжимает породы на стенках усилием, равным удвоенному значению начального горизонтального напряжения (коэффициент концентрации напряжений Ккон=2). При s2=1,1s1 (т. е. при разнице горизонтальных напряжений в 10%) Ккон=1,9-2,3.

Заполнение скважины промывочной жидкостью эквивалентно частичному восстановлению первоначального напряженного состояния пород и снижению сжимающего действия тангенциального напряжения. Математически это записывается уравнением:

 

sq= [s1 + s2 — 2(s1 — s2) cos2j] — g×h ,                                  (7),

 

где g  — удельный вес заполнителя скважины.

 

При проведении гидроразрыва пласта давление на забое повышается до момента образования трещины разрыва. С точки зрения предыдущих рассуждений образование трещины разрыва происходит как бы в 2 этапа: нейтрализация sqи затем превышение предела прочности пород на разрыв. Когда забойное давление Рзаб= g×h  сравняется по величине со слагаемым, стоящим в квадратных скобках уравнения (7), сжимающее действие тангенциального напряжения будет нейтрализовано. Дальнейшее возрастание Рзаб  приведет к смене знака и тангенциальное напряжение вместо сжимающего станет растягивающим (разрывающим). Так как пределы прочности пород на разрыв относительно невысокие, то дальнейшее возрастание забойного давления до образования трещины разрыва (Рраз) несопоставимо мало относительно Рзаб, нейтрализующего сжимающее sq.

Как только порода будет разорвана, забойное давление понизится. Это происходит потому, что после образования трещины дальнейшая поддержка ее раскрытой на стенках скважины требует меньшего забойного давления, чем давление образования трещины разрыва. Таким образом, давление поддержки трещины разрыва в раскрытом состоянии на стенках скважины Рподкон×s1 . В момент остановки насосов и прекращения закачки жидкости разрыва порода будет стремиться к восстановлению первоначального состояния (до разрыва) и закрытию трещины разрыва. Давление закрытия трещины разрыва Рзаккон× s1. Отсюда и определим s1 .

Если при проведении гидроразрыва регистрирующий манометр находится на забое, то соответствующие давления определяются непосредственно по его показаниям. Если же регистрация процесса гидроразрыва проводится манометром на поверхности (как это чаще всего и бывает), то необходимо дополнительно учитывать давление столба жидкости в скважине от устья до забоя.

Следует особо подчеркнуть, что обычно  давление закрытия трещины разрыва (ISIP) принимается за минимальное горизонтальное напряжение. Подобная интерпретация результатов гидроразрыва игнорирует коэффициент концентрации напряжений и дает существенно завышенное s1.

 

Оценка фильтрационной способности пород матрицы.

 

Для трещинного коллектора оценка фильтрационной способности пород матрицы позволяет решить задачу о типе коллектора залежи.Если породы матрицы проницаемые,то имеет место трещинный коллектор с проницаемой матрицей (порово -трещинный;  трещинно-поровый);если породы матрицы непроницаемые,то коллектор трещинный с непроницаемой матрицей (чисто трещинный;трещинный).В первом случае для подсчета запасов,составления схемы разработки,добычи углеводородов необходимо оценивать порознь фильтрационно-емкостные свойства пород матрицы и сети трещин,тогда как во втором случае необходим учет фильтрационно-емкостных свойств только сети трещин.

Качественные показатели проницаемости пород,по которым обычно судят о наличии межзернового коллектора:глинистая корка,градиент сопротивления в радиальном направлении,повышенная пористость.Если указанные признаки проницаемости пород установлены,то имеет место трещинный коллектор с проницаемой матрицей.Если такие признаки проницаемости пород отсутствует,то возможный тип коллектора определяется как трещинный с непроницаемой матрицей (трещинный).

Для решения рассматриваемой задачи разработаны также два новых способа. Первый основан на выявлении существования в приствольной зоне трещин техногенного разрыва и определении протяженности этих трещин в радиальном направлении от стенки скважины.Когда породы матрицы непроницаемые,трещины техногенного разрыва простираются в радиальном направлении на расстояние  r/rс≤2 ; в проницаемых породах матрицы  r/rс >2.

Второй способ основан на теоретическом решении задачи по определению напряжений вблизи вертикальной цилиндрической скважины и реализуется посредством управления тангенциальными напряжениями на стенках скважины.

Использование этих способов в скважинах месторождения Тенгиз показало,что тип коллектора залежи принципиально отличается от принятого при подсчете запасов. Соответственно,запасы нефти оценены с большой погрешностью и оператор встретится с серьезными проблемами при разработке месторождения.

 

Оценка  пределов пористости пород  матрицы

 

Оценка пределов пористости пород для непроницаемой ( или проницаемой ) матрицы основана на комплексном применении геофизических методов пористости и управлении тангенциальными напряжениями.Геофизические методы дают возможность определить  пористость пород,а управление тангенциальными напряжениями позволяет судить о типе коллекторов.

 

Оценка протяженности открытых трещин по разрезу

Протяженность открытых вертикальных трещин по разрезу оценивается применением изложенного выше принципа выявления трещиноватости способом сопоставления sгор и Рпл. Пока соблюдается условие Рпл>sгор, до той глубины в разрезе существуют открытые вертикальные трещины.

В рамках применения такого подхода необходимо оценить изменение σгор и Рпл с глубиной для разреза изучаемой структуры. Имеющиеся у автора материалы свидетельствуют о том,что протяженность вертикальных открытых трещин меняется в широком диапазоне:от десятков метров до более 1000 м.

Выделение мест пересечения скважиной открытых трещин

Практическим следствием решения данной задачи является надежная основа для выбора интервалов испытания разреза на приток пластового флюида.Место пересечения скважиной открытых трещин является,по сути,местом выхода в скважину гидравлическго канала связи коллектора со стволом.Отсюда следует,что способы регистрации движения флюидов по таким каналам должны иметь явное преимущество перед другими способами.В специальной литературе описан ряд приемов выделения трещин в разрезе скважины.Практическое преимущество получили способы выявления течения флюида по трещинам : регистрация поглощений или газонефтепроявлений,высокая электропроводность (или низкое электросопротивление) на небольшом по протяженности интервале,наличие потенциала течения.

Для решения данной задачи разработаны два новых способа, конкретное применение которых зависит от свойств промывочной жидкости.

Если скважина заполнена промывочной жидкостью, проводящей электрический ток, то индикатором трещин является заметное увеличение силы тока, стекающего с центрального электрода зонда бокового каротажа, и регистрируемого в качестве отдельной кривой (рисунок).

Если скважина заполнена промывочной жидкостью, непроводящей электрический ток, то используется индукционный каротаж. Применение ИК в данном случае основано на результатах решения прямой задачи теории индукционного каротажа для трехмерной модели среды при наличии скважины и вертикальной трещины . Индикатором трещин служит аномалия специфической формы на кривой электропроводности (рисунок).

 

Обоснование депрессии для получения притока флюида из трещин

 

В настоящее время единственным методом определения типа флюида, заполняющего трещины, является испытание разреза на приток пластового флюида. Сжимаемость трещин не менее, чем на порядок, превышает сжимаемость межзерновых пор. Поэтому раскрытость трещин заметно изменяется при изменении внешних и внутренних нагрузок на трещиноватую породу и предопределяет их пропускную способность. Если при вызове притока флюида из межзернового коллектора выполнение условия Рзабпл является необходимым и достаточным, то для трещинного коллектора выполнение этого условия будет только необходимым. А достаточным будет обязательное выполнение второго условия: sqпл.

Повышенная сжимаемость трещин обусловливает четкую зависимость между депрессией и продуктивностью скважин (рисунок). Как видно из рисунка трещины продуцируют только в определенном диапазоне депрессий, создаваемом при вызове притока. Превышение некоторого критического значения депрессии приводит к невозможности поступления флюида из трещин в скважину.Чтобы не допустить этого следует руководствоваться простым правилом,сформулированном на основе результатов испытаний многочисленных скважин:депрессия при вызове притока из трещин должна быть минимально возможной для реальных горногеологических условий и применяемого испытательного оборудования.

Имеются многочисленные примеры того, как в процессе бурения скважин фиксировались явные признаки наличия в разрезе трещинных коллекторов и наличия углеводородов в них, а при испытании разреза приток флюида не удавалось получить. Статистические данные из разных районов добычи нефти показывают, что при испытании трещинных коллекторов в процессе бурения трубным испытателем пластов примерно в 70% спусков испытателя приток флюида не был получен и объекты испытания охарактеризованы термином «сухо». Впоследствии, после закачивания скважин, все такие объекты дали приток флюида, а его отсутствие при первоначальных испытаниях объясняется только одной причиной: неправильным выбором депрессии.

 

Определение количества самостоятельных гидродинамических систем в залежи

 

Нахождение количества самостоятельных гидродинамических систем в залежи основано на определении пластового давления в разных ее частях, учете результатов сравнения этих давлений с горизонтальным горным давлением  и на закономерности распределения флюидов по вертикали в единой гидродинамической системе согласно их плотности.

 

Оценка пределов прочности пород разреза на сжатие и на разрыв

 

Пределы прочности пород на сжатие и на разрыв оцениваются по действующим на стенках скважины тангенциальным напряжениям и их направленности (сжимающее или растягивающее). Чем больше сжимающее напряжение и чем меньше предел прочности породы на сжатие, тем заметнее разрушается порода и тем больше фактический диаметр ствола превышает номинальный диаметр долота, а его сечение отличается от формы круга. Чем меньше различие между сжимающим напряжением и пределом прочности пород на сжатие, тем в меньшей степени сечение ствола и его диаметр будут отличаться от формы кругового цилиндра.

Вследствие невысокой прочности большинства пород на разрыв, растягивающее тангенциальное напряжение будет незначительно увеличивать фактический диаметр скважины относительно номинального диаметра бурения.

Согласно некоторым теориям прочности горных пород и экспериментальным данным между пределами  прочности пород на сжатие и на растяжение (разрыв) существует определенная взаимосвязь, используя которую можно по одному пределу прочности определить второй. В первом приближении предел прочности породы на сжатие в  ~10 раз превышает предел ее прочности на разрыв.

Зная допустимое снижение давления в процессе разработки месторождения, можно определить предельные тангенциальные напряжения и, сравнив их с пределами прочности пород, оценить возможность добычи нефти из скважин открытыми стволами.

По данным гидроразрыва пласта предел прочности пород на разрыв определяется как разница между давлением образования трещины разрыва и давлением, нейтрализующим  сжимающее воздействие sq.

 

Описанные выше способы выделения и изучения трещинных коллекторов применяются преимущественно на этапе поисково-разведочного бурения и при анализе материалов исследования ранее пробуренных скважин. Способы характеризуются простотой выполнения, доступностью для любой компании; они прошли проверку в сотнях скважин, доказали эффективность решения поставленных задач, подтвердили обоснованность модели строения трещинных коллекторов.

 

 

Добыча нефти и разработка месторождений

 

Прежде всего было выяснено на каком этапе строительства скважин происходит ухудшение гидравлической связи между трещинами и стволом. Ответ был получен после проведения специальных опытных работ. Трубным испытателем пластов в процессе бурения отдельных скважин испытывали объекты с предварительной солянокислотной обработкой (СКО) пород и без нее. Объемы притока пластовых флюидов из объектов после СКО в 13-40 раз превышали объемы притока из объектов без СКО. Геофизические характеристики и режимы испытаний сопоставляемых объектов в скважинах были идентичными. Различие в объемах притока флюидов обусловлено только проведением СКО. Учитывая, что испытание объектов ИПТ проводилось в открытом стволе сразу же после их вскрытия, вывод очевиден: гидравлическая связь трещин со скважиной ухудшается непосредственно с момента разбуривания трещинного коллектора и его соприкосновения с промывочной жидкостью.

Конструкция низа скважины. В связи с вышеизложенным важное значение приобретает выбор конструкции низа скважины. Специально изучен вопрос о влиянии способа заканчивания скважины на эффективность освоения объектов в трещинных коллекторах и продуктивность скважин. Проанализированы данные по трем конструкциям: (а) открытый ствол; (б) хвостовик с готовым фильтром; (в) эксплуатационная колонна с цементажом и последующей перфорацией.

Надо отметить, что технологическими схемами разработки большинства месторождений заканчивание скважин открытыми стволами не предусматривалось. Применение такой конструкции низа на практике во всех случаях было обусловлено невозможностью спуска эксплуатационной колонны из-за осложнений в процессе бурения (поглощения промывочной жидкости вплоть до катастрофических). Освоение объектов, вводимых в эксплуатацию открытым стволом, проходило без затруднений. Даже там, где для ликвидации поглощений вводили наполнители, цементировали ствол с последующим разбуриванием цемента, неоднократно закачивали тампоны и др., при освоении приток пластового флюида получали сразу же после создания необходимой депрессии. При добыче нефти из скважин с открытыми стволами характерны низкие рабочие депрессии, высокие коэффициенты продуктивности, длительные периоды эксплуатации. Последнее свидетельствует о том, что прочность горных пород обеспечивает устойчивость ствола в условиях глубокого залегания.

Для скважин, законченных спуском хвостовика с готовым фильтром, наблюдалось следующее. В тех случаях, когда цементаж части хвостовика над фильтром не проводился, освоение объекта не встречало затруднений. Для таких объектов характерны те же преимущества, что отмечены для предыдущей конструкции низа. В тех же случаях, когда проводили цементаж части хвостовика над фильтром, освоение объекта часто требовало дополнительных затрат времени и материалов. Это обусловлено тем, что применяемые при цементаже технические устройства не гарантировали непоступление цементного раствора в зону фильтра,что приводило к кольматации трещин и отверстий фильтра. Последующими обработками полностью прочистить фильтр и трещины не удавалось. В результате гидравлическая связь трещин со скважиной ухудшалась. При добыче нефти наблюдались высокие рабочие депрессии и низкая продуктивность скважин.

В качестве примера приведем результаты по двум скважинам одной и той же площади. В обеих из них объект эксплуатации залегает на глубинах более 5000 м и сложен карбонатами. В скважине, где проводился цементаж нижней части хвостовика над фильтром, для освоения потребовалось провести три СКО. Несмотря на такую интенсификацию объекта, рабочая депрессия 35 МПа, продуктивность 0,8. В другой скважине, где нижняя часть хвостовика над фильтром не цементировалась, фонтан нефти был получен сразу после замены тяжелого глинистого раствора на воду. Рабочая  депрессия  не  превышала  2 МПа,   продуктивность   равнялась 130 .

Освоение скважин, законченных спуском эксплуатационной колонны, ее цементажом и последующей перфорацией, как правило, было идентично освоению скважин со спущенным готовым фильтром и цементажом хвостовика над ним. Такие скважины требовали дополнительных затрат времени и материалов (в отдельных случаев для соединения трещин со стволом проводилось до 4-5 СКО).

Таким образом, при добыче нефти из трещинных коллекторов наибольшая продуктивность скважин достигается при их заканчивании открытым стволом или спуском готового фильтра без цементажа нижней части хвостовика.

Рабочие депрессии при эксплутации залежей нефти с трещинными коллекторами изменяются в широком диапазоне: почти от 0 до нескольких десятков МПа. Детальный анализ данных по многим скважинам показал, что большинство объектов эксплуатируются при депрессиях, не превышающих 2,5 МПа. Депрессии более 2,5 МПа отмечались для объектов, не подвергавшихся интенсификации или при ее низкой эффективности.

Исследована динамика рабочих депрессий объектов эксплуатации во времени. Установлено, что депрессии, установившиеся в начальный период добычи нефти из скважин, длительное время почти не изменяются, хотя пластовое давление в залежах снижалось на 4-35 МПа относительного начального давления. По мере уменьшения пластового давления в процессе разработки залежи, а также при росте обводненности продукции диаметр рабочего штуцера уменьшали, что автоматически приводило к снижению депресии.

Деформации пород матрицы.  До начала разработки залежи и добычи из нее нефти в трещинном коллекторе установилось начальное состояние раскрытия трещин, определяемое превышением пластового давления над горизонтальным напряжением,   т. е. величиной (Рпл-sгор). С начала добычи нефти Рпл начнет уменьшаться и  разница (Рпл-sгор) тоже будет понижаться. Породы матрицы начнут деформироваться, причем максимальная деформация будет в сторону отсутствия породы, т. е.  внутрь трещин. Это приведет к уменьшению начальной раскрытости трещин. Одновременно внутри пород матрицы начнется процесс образования новых трещин. Так как породы характеризуются определенным пределом упругости, то упругое деформирование будет продолжаться до достижения этого предела. Далее, в зависимости от свойств породы, произойдет либо ее хрупкое разрушение, либо порода перейдет в область пластической деформации с последующим разрушением. Как в первом, так и во втором случаях разрушение пород сопровождается образованием новых трещин. Так как максимальный перепад давления приходится на прискважинную зону, деформации пород начинаются вблизи скважины с постепенным распространением вглубь массива. Дальнейшее снижение пластового давления и увеличение числа эксплуатационных скважин все более интенсифицируют деформации и захватывают все больший объем пород залежи.

Деформационные процессы, происходящие в породах залежи с трещинными коллекторами, отражаются на работе скважин и результатах ее исследования в процессе добычи нефти. На этапах упругого и пластического деформирования уменьшение раскрытости трещин (соответственно, проницаемости) приведет к снижению продуктивности скважины; разрушение пород и образование новых трещин повысят ее продуктивность. Такие процессы циклически повторяются и, если соответствующие исследования в скважине проводятся регулярно, то могут быть зафиксированы и найдут отображение: в изменении продуктивности скважин; в форме индикаторной кривой и ее изменения во времени; в изменении забойного давления; в результатах гидропрослушивания.

Рисунок иллюстрирует пример изменения во времени коэффициента продуктивности скважины для неизменного диаметра штуцера за длительный период времени. Скважина введена в эксплуатацию в марте 1975 г. и до июля 1976 г. работала с постоянным снижением коэффициента продуктивности. В июле 1976 г. проведена СКО и продуктивность резко увеличилась. Далее коэффициент продуктивности то возрастал, то снижался, причем пластовое давление за весь период наблюдения постепенно снизилось на 17 МПа относительно начального и мер по его увеличению не предпринималось.  Породы залежи относятся к упруго-пластичному типу. Периоды снижения продуктивности отражают преобладание процесса упруго-пластических деформаций в объеме пород, влияющих на работу скважины. Периоды повышения продуктивности отражают преобладание процесса образования новых трещин в объеме пород, влияющих на работу скважин.

На другом рисунке приведены индикаторные диаграммы (ИД) и динамика их изменений во времени по одной из скважин. Скважина пробурена и освоена в 1967 г. При первом исследовании получена прямолинейная ИД. Небольшие депрессии при высоком дебите и прямолинейная ИД, скорее всего, свидетельствуют о хорошей очистке трещин. Из-за необустройства промысла скважина находилась в консервации до 1994 г. Следующий замер выполнен на одиночном штуцере диаметром 7 мм в апреле 1996 г. Результат свидетельствует об уменьшении коэффициента продуктивности относительно первого исследования. В исследованиях от 01/99 г. ИД сдвинулась еще более влево и вниз; сама ИД искривляется к оси дебитов. Т. е по сравнению с предыдущим исследованием продуктивность еще более снизилась. В момент самих исследований увеличение диаметра штуцера (эквивалентно снижению Рзаб и росту депрессии) приводит к дополнительной деформации пород прискважинной зоны и к увеличению ее трещиноватости. Последнее, в свою очередь, обусловливает повышение продуктивности при переходе от штуцера меньшего диаметра к штуцеру большего диаметра. Проведенный через 2 месяца цикл гидродинамических исследований показал сдвиг ИД вправо и вверх. Это свидетельствует о том, что за эти 2 месяца в объеме пород, влияющих на работу скважины, стали преобладать процессы образования новых трещин, т. е. процессы разрушения пород. На момент проведения исследований переход от штуцера меньшего размера (5 мм) к штуцеру большего размера (6 мм) вызывает искривление ИД к оси депрессий и снижение продуктивности, что обусловлено снижением раскрытости трещин под действием растущего тангенциального напряжения. Одиночный замер на штуцере диаметром 4 мм в следующем месяце подтвердил рост продуктивности скважины, а также все еще доминирующее влияние процесса образования новых трещин в объеме пород, влияющих на работу скважины. В декабре 1999 г. ИД сдвинулась влево и вниз от предыдущей, указывая на снижение продуктивности. Таким образом, после апреля 1999 г. в объемах пород, влияющих на работу скважины, стали преобладать процессы упруго-пластической деформации, снижение раскрытости трещин и их проницаемости. Сама ИД прямолинейная, что, вероятно, отражает временное равновесное состояние между уменьшением раскрытия трещин и увеличением их концентрации в единице объема пород вблизи скважины. Отметим, что в данной скважине, как и в  предыдущем примере , пластовое давление постепенно уменьшалось и мер по его повышению не предпринималось.

В тех случаях, когда нефтяная компания не проводит регулярные гидродинамические исследования скважин, о деформационных процессах, протекающих в залежи, можно судить по замерам забойных давлений на штуцерах неизменного диаметра. Изменение раскрытости трещин и, соответственно, их проницаемости отражается, прежде всего, на изменениях забойного давления. В одной из скважин, где объектом добычи нефти являются трещиноватые песчаники, в период 03.04.2000 г. — 22.12.2000 г. было сделано 7 замеров забойного давления при работе на штуцере диаметром 8 мм. За указанный период забойное давление возросло от 10,2 МПа до 16,4 МПа. Затем до 14.06.01 г. оно уменьшилось до 10,8 МПа (7 замеров) и при замере 13.08.01 г. забойное давление возросло до 12,4 МПа. Приведенные данные интерпретируются следующим образом: период с 03.04.00 г. до 22.12.00 г.  — в объеме пород, влияющем на работу скважины, преобладают процессы роста концентрации трещиноватости; период с 22.12.00 до 14.06.01 г.  — в объеме пород, влияющем на работу скважины, преобладают процессы снижения раскрытости трещин и их проницаемости; период после 14.06.01 г. — вновь доминирует процесс роста концентрации трещин. Аналогичные результаты зафиксированы по многим залежам с трещинными коллекторами.

Процессы деформации пород матрицы следующим образом отражаются на результатах гидропрослушивания скважин. Если залежь сложена породами упруго-хрупкого типа, то рост концентрации трещин вследствие превышения предела упругости пород способствует возникновению новых гидродинамических связей. Это можно выявить периодическим гидропрослушиванием между одними и теми же скважинами. Так, на одном из месторождений, сложенном породами упруго-хрупкого типа, проведена серия гидропрослушиваний. В качестве возмущающих и реагирующих использовались одни и те же скважины. В одной паре скважин( расстояние между ними 1800 м) при первом гидропрослушивании взаимодействие не установлено; при повторном прослушивании через 26 месяцев между скважинами зафиксировано четкое взаимодействие. На этом же месторождении между двумя другими скважинами, расположенными на расстоянии 750 м одна от другой, при первом гидропрослушивании взаимодействие отсутствовало, при втором — спустя 7 мес. — зарегистрировано и дополнительно подтверждено при третьем гидропрослушивании спустя еще 6 месяцев.

Если залежь сложена упруго-пластичными породами и пластические деформации имеют ярко выраженный характер, гидропрослушивание может не выявить прямого взаимодействия между исследуемыми скважинами, хотя объекты изучения относятся к единой гидродинамической сети. Это обусловлено тем, что вследствие пластического течения пород происходит закрытие трещин в остановленной скважине и импульс давления не доходит до регистрирующего прибора. Определить деформационный тип пород можно по ИД: у упруго-хрупких пород ИД прямого и обратного хода (последовательное увеличение и уменьшение диаметра штуцера) совпадают между собой, тогда как у упруго-пластичных пород ИД прямого и обратного хода заметно отличаются одна от другой.

Отметим, что деформациями пород в трещинном коллекторе можно в некоторой степени управлять сменой рабочих штуцеров: увеличение диаметра штуцера ускоряет процессы деформации, уменьшение диаметра штуцера — замедляет их. Закачка воды с целью повышения и поддержания пластового давления является способом стабилизации деформационных процессов. Управление деформационными процессами в залежи с трещинными коллекторами является простым и эффективным способом управления разработкой месторождения и добычи нефти.

Встречаемость трещин по разрезу. Частота встречи открытых трещин в разрезе изучалась по записям кривых силы тока (БК) и электропроводности (ИК) в рамках ранее описанных способов выделения мест пересечения трещин скважиной. Полученные данные показывают, что расстояние между двумя последовательными  трещинами вдоль ствола скважины изменяется от 3 м до 84 м.

Дополнительные исследования были проведены геофизическими методами в эксплуатационных скважинах, добывающих нефть из открытого ствола и через перфорированную колонну. Результаты таких исследований показали, что в открытый ствол протяженностью 150-250 м нефть поступает из 1-3 трещин, расстояние между которыми составляет не менее 35 м. В скважинах со спущенной и перфорированной после цементажа колонной наблюдаемое расстояние между работающими трещинами было меньше, однако, не менее 70-90% нефти от общего дебита притока поступало через какую-то одну из них. Если принять во внимание, что проницаемость трещин прямо пропорциональна третьей степени их раскрытости, то эти результаты свидетельствуют о том, что трещина максимальной раскрытости обеспечивает преобладающую долю нефти в общем дебите притока. Различие в раскрытости трещин, вероятно, основная причина того, что трещины, пересеченные стволом, чаще выделяются в бездействующей скважине, чем трещины, пропускающие через себя нефть при добыче.

 

Особый практический и теоретический интерес вызывают результаты изучения ряда месторождений с необычными для трещинных коллекторов характеристиками. Залежи нефти, выявленные в одном из регионов России, сложены пластом известняков мощностью 65-70 м; пористость пород 25-30%. При обработке данных каротажа получаемый коэффициент водонасыщенности пород во всех случаях равен 1. Этот вывод, на первый взгляд, подтверждается результатами испытаний объектов на приток: после спусков пластоиспытателей на трубах в процессе бурения скважин, а также после перфорации эксплуатационной колонны после окончания бурения всегда получают приток пластовой воды. Однако после СКО скважины дают попрежнему воду, но с нефтью, причем чем меньше диаметр штуцера, тем выше содержание нефти в общем дебите притока.

В таблице приводятся для примера результаты испытаний объектов по скважинам двух месторождений.

Анализ информации по многим скважинам таких месторождений показал, что при всех испытаниях создаваемая депрессия была не ниже 10 МПа. В результате тангенциальное напряжение на стенках ствола превышало  пластовое давление, т. е. не выполнялось второе  обязательное условие (sq< Рпл ) получения флюида из трещин.При ИПТ и после перфорации колонны флюид поступал в скважину из пород матрицы (вода).Только после СКО,когда восстанавливалась гидродинамическая связь между трещинами и скважиной,флюид из трещин (нефть) поступал в скважину совместно с флюидом из пород матрицы.Таким образом,рассматриваемые залежи представлены трещинным коллектором с проницаемыми породами матрицы.Последние заполнены водой,тогда как трещины — нефтью.При разработке этих месторождений ни одна из скважин с самого начала не давала при добыче

 

Таблица

Результаты испытаний объектов в процессе бурения скважин

и после их заканчивания

Скв.

№ ин-

тер-вала

Способ

испытания

Результат до

интенсифи-кации

Интен-

сификация

Результат после интен-сификации

А

1

ИПТ в процессе бурения

вода 54 м3/сут

1

перфорация

колонны

вода 53 м3/сут

СКО

вода+нефть

dшт=5мм, Q=88 м3/сут

(вода 74%+нефть 26%)

dшт=3мм, Q=30 м3/сут

(вода 54%+нефть 46%)

2

ИПТ в процессе бурения

вода 139 м3/сут

2

перфорация

колонны

вода 125 м3/сут

СКО

вода+нефть

dшт=8мм, Q=160 м3/сут

(вода 67%+нефть 33%)

dшт=5мм, Q=108 м3/сут

(вода 48%+нефть 52%)

Б

1

ИПТ в процессе бурения

вода 177 м3/сут

1

перфорация

колонны

вода

СКО

вода+нефть

dшт=10мм, Q=320 м3/сут

(вода 25%+нефть 75%)

dшт=8мм, Q=240 м3/сут

(вода 19%+нефть 81%)

dшт=5мм, Q=170 м3/сут

(вода 18%+нефть 82%)

dшт=3мм, Q=76 м3/сут

(вода 14%+нефть 86%)

безводную нефть;соотношение нефть/вода в общем дебите зависело от диаметра рабочего штуцера.

Коллекторы рассматриваемых залежей в теории соответствуют трещиноватым пластам с «двойной пористостью» («двойной пустотностью»). В таких теоретических моделях разных авторов (Баренблат, Желтов, Kочина 1960; Warren, Root, 1963;Odeh, 1965 и др.) принимается, что движение жидкости к скважине происходит по сети трещин, а матрица непрерывно питает эту сеть. Если принять подобное допущение, то при смыкании трещин жидкость вообще не может поступить в скважину. Однако, как видно из приведенных данных, даже при смыкании трещин, по пустотам матрицы происходит фильтрация в скважину жидкости, заполняющей эти пустоты. Следовательно, идея о питании сети трещин породами матрицы в трещинных коллекторах с двойной пористостью слабо обоснована. Кроме того, в коллекторах с двойной пористостью проницаемость трещин обычно многократно превышает проницаемость пород матрицы и скорость движения жидкости через пустоты матрицы вряд ли обеспечит стационарный переток в трещины. Не доказано также, что снижение давления в трещинах происходит быстрее снижения давления в матрице, обеспечивая тем самым возможность перетока жидкости из матрицы в трещины.

Данные, приведенные в таблице, свидетельствуют о том, что в трещиноватом коллекторе с двойной пористостью каждая среда (матрица и трещины) самостоятельно обеспечивает поступление в скважину жидкости, заполняющей эти среды. В процессе разработки месторождения частичная подпитка  сети трещин за счет матрицы происходит, возможно, вследствие разрушения пород после достижения предельных деформаций.

В заключение отметим следующее. Трещинный коллектор представляет собой горную породу, разбитую вертикальными открытыми трещинами. Эти трещины образуют  в залежи единую гидродинамическую сеть. Для выделения таких коллекторов в разрезах скважин и решения ряда геологических задач, имеющих важное практическое значение, разработана серия новых способов. Гидродинамическая сеть трещинного коллектора очень чувствительна к внешним и внутренним нагрузкам на породу и мгновенно реагирует на их изменение изменением продуктивности скважин. Темп изменения нагрузок в определенной степени может контролироваться и управляться человеком, тем самым позволяя управлять процессом разработки месторождения и добычи нефти простыми и доступными способами.

 

 

Литература, рекомендуемая по теме семинара

 

  1. Труды II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. М.,Недра,1965. 510 с.
  2. Викторин В.Д., Лыков.Н.А. Разработка нефтяных месторождений,приуроченных к карбонатным коллекторам. М.,Недра,1980. 202 с.
  3. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей.  М., Недра, 1988. 150 с.
  4. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М., Недра, 1980.  288 с.
  5. Соколовский.Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И.  Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов.  М., Недра, 1986.  157 с.
  6. Голф-Рахт Т.Д.  Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов (перевод с английского).  М., Недра, 1986.  608 с.
  7. Денк С.О. Нефть и газ в трещинных коллекторах Пермского Прикамья (в двух томах). Из-во Пермского государственного технического университета,Пермь,1998.
  8. Лимбергер Ю.А.,Ильинский В.М.  Новый подход к выделению трещиноватых пород по результатам геофизических исследований скважин. Геология нефти и газа,1978,№ 11, с.58-63.
  9. Лимбергер Ю.А.,Вильге Б.И.,Ильинский В.М., Ваксман К.Г.Выделение открытых трещин в разрезе скважин по результатам индукционного каротажа. Геология нефти и газа,N 5,1986. с.14-18.
  10. Лимбергер Ю.А., Ильинский В.М., Радченко Т.Г.  О потенциале фильтрации в трещинных коллекторах кумского горизонта Краснодарского края. Геология нефти и газа,1986, №5,с.14-18.
  11. Лимбергер Ю.А., Вильге Б.И. О потенциалах  фильтрации в нефтяных скважинах.Вопросы повышения эффективности промыслово-геофизических работ(сборник научных трудов ЦГЭ).М., ВНИИОЭНГ, 1989.с.19-28.
  12. Индукционный каротаж в горных породах с вертикальной открытой трещиноватостью. Прикладная геофизика,1989,»121,с.201-207 /Б.И.Вильге, К.Г.Ваксман,Ю.А.Лимбергер, В.М.Ильинский.
  13. Особенности залежей нефти в трещинных коллекторах. Нефтяное хозяйство, 1989, №3, с.28-33  /Ю.А.Лимбергер, В.М.Ильинский, Г.Н.Чепак. В.И.Коновалов.
  14. Лимбергер Ю.А., Вильге Б.И. Влияние изменения свойств бурового раствора на показания индукционного каротажа в трещинных коллекторах. Из-во ВНИИОЭНГ, Вопросы автоматизированной обработки данных геофизических исследований скважин (сборник научных трудов Центральной геофизической экспедиции),1990,с.68-74.
  15. Лимбергер Ю.А., Вильге Б.И. Новое в оценке фильтрационных свойств матрицы горных пород в разрезах нефтяных скважин. Геология нефти и газа,1990, №2, с.23-26.
  16. Лимбергер Ю.А., Ильинский В.М. Выделение и изучение трещинных коллекторов в разрезах скважин.  Геофизика,N 1,1998.с.74-77.
  17. Anderson R.N.,Flemings P.B.,Losh S.,Austin J.,Woodhaws R. Gulf of Mexico growth fault drilled,seen as oil,gas migration pathway.Oil and Gas Journal,June 6,1994,vol.92, N 23.p.97-104.
  18. Limberger Y.A.,Grinshpun A.V.,Lavrik A.S.,Luvishis M.G. SW Siberia’s Jurassic,Bazhenov may contain much larger oil reserves. Oil and Gas Journal,May 22,2000,vol.98,N 21.p.38-44.

Most from this category