Методические приемы детальной корреляции скважин. 1 страница

Детальная корреляция представляет собой ряд последовательно выполняемых операций, заканчивающихся составлением корреляционной схемы, на которой отображено соотношение в пределах продуктивной части разреза (продуктивного горизонта) преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними.

Детальную корреляцию начинают с выделения реперов и реперных границ, которые позволяют установить характер напластования пород в изучаемом разрезе.

Если в пределах продуктивного горизонта отмечено несогласное залегание слоев (что обычно фиксируется на стадии общей корреляции), то необходимо иметь реперы выше и ниже поверхности несогласия.

Для разреза осадочного чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты в качестве реперов, обладающих надежной геолого-геофизической характеристикой, используются аргиллиты нижневасюганской подсвиты, тогурской баженовской и алымской свит. При корреляции отложений континентального генезиса в качестве реперов используют выдержанные угольные пласты. Они имеют четкую геофизическую характеристику, занимают определенное место в разрезе и поэтому служат надежными реперами. Формирование углей в эпохи максимального тектонического покоя, минимальной динамики водной среды и приуроченность их к наиболее выравненным участкам рельефа могут быть признаками изохронности этих частей разреза, что является определяющим при корреляции континентальных толщ.

По корреляционной значимости реперные пласты разделяют на категории. К I категории относят реперы, фиксируемые на каротажных диаграммах всех пробуренных скважин. Эти реперы – основные. Обычно они бывают известны по результатам общей корреляции. В пределах продуктивного горизонта или в непосредственной близости от его кровли и подошвы обычно удается выделить не более одного-двух реперов I категории.

Ко II категории относят реперные пласты, которые хотя и повсеместно распространены, но из-за литолого-фациальной изменчивости выделяются по геофизическим данным менее уверенно. В комплексе с реперами I категории, а при их отсутствии – самостоятельно реперы II категории позволяют проводить корреляцию достаточно уверенно.

При детальной корреляции следует широко пользоваться реперами III категории, каждый из которых может быть выделен только в части скважин. Обычно к ним относят прослои небольшой толщины, которые фиксируются на каротажных диаграммах по какой-либо характерной конфигурации кривых ПС, КС, ГК, НГК, исходя из их положения в разрезе относительно реперов I и II категорий.

После выделения реперов I и II категорий производят выбор опорного разреза. Опорным называется наиболее полный, четко расчлененный и характерный для площади разрез продуктивного горизонта в какой-либо скважине. На опорном разрезе должны четко выделяться все пласты продуктивного горизонта, реперы и реперные границы. Он используется в качестве эталонного при проведении детальной корреляции.

Проницаемым пластам-коллекторам, выделенным на опорном разрезе, присваиваются соответствующие индексы. Индексацию пластов в каждом районе производят исходя из сложившейся традиции.

Следующим этапом работы по детальной корреляции является сопоставление разрезов каждой пробуренной на месторождении скважины с разрезом опорной скважины. Для сопоставления берут каротажные диаграммы, на которые нанесены результаты расчленения разреза по типам пород и реперы I и II категорий.

Совмещая одноименные реперы, устанавливают, какому проницаемому пласту опорного разреза в этом интервале соответствует проницаемый пласт сопоставляемого разреза. Одноименным пластам присваивают индексы, принятые для пластов опорного разреза.

Затем приступают к последовательному сопоставлению разрезов всех скважин между собой в определенном порядке (например, по линии профиля или по типам разрезов).

В результате выясняется соотношение в продуктивном горизонте пластов-коллекторов и непроницаемых разделов между ними, выдержанность или прерывистость пластов-коллекторов и их частей и др.

Последовательное сопоставление выполняют путем построения корреляционной схемы. Обосновывается выбор линии корреляции (привязки). В качестве этой линии принимают кровлю или подошву одного из наиболее надежных реперов I или II категории.

После выбора линии привязки начинают построение корреляционной схемы.

На листе бумаги проводят горизонтальную линию привязки, перпендикулярно к которой на произвольных равных расстояниях наносят оси коррелируемых разрезов скважин. Вправо от осей вычерчивают в вертикальном масштабе 1:200 привязанные к линии корреляции наиболее информативные геофизические диаграммы скважин. Порядок построения корреляционных схем показан на рисунке 5.21 а, б. Во избежание громоздкости рисунка геофизические диаграммы заменены на их основе литологическими разрезами.

При согласном залегании пород продуктивного горизонта с выше- и нижележащими образованиями прямыми линиями показывают положение его верхней и нижней границ (рис. 5.21 а).

Только после того как на схеме проведены линии, показывающие положение одновозрастных (синхроничных) поверхностей и поверхностей несогласного залегания пород внутри продуктивного горизонта, можно приступать к прослеживанию границ проницаемых пластов и прослоев. Положение кровли и подошвы каждого из них показывают прямыми линиями, примерно параллельными ранее проведенным линиям одновозрастных (синхроничных) поверхностей. Причем линии кровли и подошвы проницаемых пластов не могут пересекать одновозрастные (синхроничные) поверхности или иметь наклон, существенно отличающийся от наклона последних (рис. 5.21 б).

Если в одной из скважин пласт сложен породами-коллекторами, которые в соседней скважине замещены породами неколлекторами, то на половине расстояния между ними вертикальной ломаной (зигзагообразной) линией показывают условную границу фациального замещения. При фациальном замещении только части пласта (верхней или нижней) вертикальной ломаной (зигзагообразной) линией, проведенной на половине расстояния между этими скважинами, показывают, какая часть пласта замещена.

В случае, когда проницаемый пласт размыт, линии его кровли и подошвы соединяют с волнистой линией, показывающей положение поверхности размыва, а в случае дизъюнктивного нарушения со смещением пород – с линией условной поверхности нарушения.

5.2.4. Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр – на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности – макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т. е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов – обычно в разном количестве на различных участках залежей – вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т. е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 5.22) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 5.23), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:

· коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи:

(5.5)

где n_i – число прослоев коллекторов в i-й скважине; N – число скважин;

· коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи:

, (5.6)

где h_эф – эффективная толщина пласта в скважине; N – число скважин;

· коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов, К_св = F_св /F_к, где F_св – суммарная площадь участков слияния; F_к – площадь распространения коллекторов в пределах залежи;

· коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания, К_расп = F_к / F _, где F_к – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта;

· коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, К_сл = L_кол / П, где L_кол – суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности);

· три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:

;

;

,

где К_спл, К_пл, К_л, – соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F – суммарная площадь зон распространения коллекторов; F_спл – площадь зон сплошного распространения, т. е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; F_пл – площадь полулинз, т. е. зон, получающих одностороннее воздействие; F_л – площадь линз, не испытывающих воздействия; К_спл+К_пл+ К_п =1.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

· моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа;

· выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

· определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

· обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

· прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

· подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа – вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.

Для количественной оценки микронеоднородности широко используются также числовые характеристики распределений случайных величин, такие как среднее квадратическое отклонение, коэффициент вариации, среднее абсолютное отклонение, вероятное отклонение, энтропия.

Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, характеризующих и макронеоднородность.

На рисунке 5.24 показано распределение проницаемости по толщине и по линии профиля (на примере фрагмента горизонта XIII месторождения Узень). В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно большое несоответствие зон с различной проницаемостью пластов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин.

Поскольку геологический профиль не дает представления об изменении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специальную карту.

На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изучаемого параметра, что позволяет показать их изменение по площади залежи.

На рисунке 5.25 приведен фрагмент карты для одного из пластов, на которой показано распространение коллекторов с разной продуктивностью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона высокопродуктивных коллекторов, а по большой части площади залежи без четко выраженной закономерности фиксируются сравнительно небольшие участки с низкопродуктивными или непродуктивными коллекторами и зоны отсутствия коллекторов.

Серия таких карт, построенных для всех пластов продуктивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи.

Изучение микронеоднородности позволяет:

· определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

· прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом;

· оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.

5.2.5. Емкостные свойства пород-коллекторов

Коллектором называетсягорная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.

(5.7)

По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.

Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т. п.

К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины, возникшие в результате тектонических движений.

Пористость и строение порового пространства. Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.

Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.

Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:

, (5.8)

, (5.9)

где V _зер – суммарный объем зерен.

Величина коэффициента полной пористости у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, известняков и доломитов – от 0,65 до 33 %, у песчаников – от 13 до 29 %, а у магматических пород – от 0,05 до 1,25 %.

Величина коэффициента полной пористости не в достаточной мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор является закрытыми, т. е. изолированными друг от друга, что делает невозможной миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с коэффициентом полной пористости используют также коэффициенты открытой и эффективной пористости.

Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:

(5.10)

Коэффициент открытой пористости определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах ‑ от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.

Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой пор, насыщенных нефтью. Коэффициент эффективной пористости – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов:

(5.11)

Динамическая пористость учитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи.

Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.

Кавернозность. Кавернозностьгорных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым – с рассеянными в породе более крупными кавернами – вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия.

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13 – 15 %, но может быть и больше.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1 – 2 %. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным.

Трещиноватость. Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) – и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.

Исследованиями Е.М.Смехова и др. установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависит от литологического состава пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно выше, чем терригенных.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 – 50мкм и микротрещины шириной до 40 – 50мкм

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин.

Микротрещиноватость изучают на образцах – на больших шлифах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5см.

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1 – 2%.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.

Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе.

Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные коллекторы - на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др.). Макрокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов.

5.2.6. Фильтрационные свойства пород-коллекторов.

Проницаемость. Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т. е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью. Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т. е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазовая фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси, согласно которому объемный расход жидкости, проходящей сквозь породу, при ламинарном движении прямо пропорционален коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления и обратно пропорционален вязкости жидкости и длине пройденного пути:

, (5.12)

где Q – объемный расход жидкости в м³/с; k_пр – коэффициент проницаемости в м²; F – площадь поперечного сечения в м²; m – вязкость флюида в Па×с; L – длина пути в см; (P₁ – P₂) – перепад давления в Па.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости k _пр.

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовая) называется проницаемость k _пр._эф. пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной, проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы – нефть, газ, вода, – эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

5.2.7 Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефте-газонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Определение коэффициентов нефте-, газо-, водонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Дата добавления: 2014-11-29