СПОСОБ РАЗВЕДКИ И ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ПЛОТНЫХ ТРЕЩИНОВАТЫХ ПРОПЛАСТКАХ, РАЗВИТЫХ В НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ТОЛЩАХ
METHOD OF SURVEY AND ASSESSMENT OF RESERVES OF OIL DEPOSITS IN TIGHT FISSURED STRINGERS DEVELOPED IN OIL SOURCE STRATA

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин и для оценки геологических запасов нефти в коллекторах трещинного типа, развитых внутри нефтематеринских толщ, с разделением на рентабельные и условно рентабельные категории запасов.
орг
Объектом исследований являются отложения, представляющие собой переслаивание пачек черных глинистых пород с высоким содержанием органического вещества (С) и маломощных плотных пропластков преимущественно карбонатного и кремнистого состава.
С одной стороны, рассматриваемые отложения формируют нефтематеринские толщи, а с другой (в то же время) - вмещают промышленные скопления подвижной нефти, доступной для разработки на современном технологическом уровне.
Залежи нефти аккумулируются в трещинных и трещинно-кавернозных (трещинно-поровых) коллекторах, сформированных в плотных пропластках, по своему типу относятся к полностью литологически экранированным и не контролируются структурным планом толщи. Дебиты нефти при этом меняются в широких пределах и нередко превосходят 100 т/сут.
Открытие промышленных залежей нефти в такого рода толщах происходит, как правило, случайно при опоисковании и разведке нижележащих горизонтов. Запасы нефти оцениваются только в радиусе дренажа скважин, давших промышленные притоки. Подсчетные параметры при этом назначаются формально по рекомендациям директивных органов управления недропользованием. Например, эффективная толщина принимается равной 1/3 общей мощности пласта, а пористость - равной 8%.
Такое положение резко снижает эффективность разведки и освоения нефтяного потенциала рассматриваемого типа отложений.
Один из подходов к преодолению сложившейся ситуации воплощен в «Способе прогнозирования зон развития вторичных коллекторов трещиноватого типа в осадочном чехле» авторов Зубкова М.Ю., Бондаренко П.М. (патент РФ №2183332, приоритет 08.11.2000, патентообладатель Зубков М.Ю). Указанные авторы связывают развитие трещиноватости в твердых хрупких пропластках исключительно с действием тектонических напряжений. Тектонические напряжения, по мнению авторов, формируют систему дизъюнктивных дислокаций разного масштаба при формировании окончательного структурного плана осадочного бассейна. Распределение трещиноватости по патенту РФ №2183332 является результатом математического, тектоноструктурного и оптико-поляризационного моделирования. Принятый авторами генезис трещиноватости привязывает зоны развития «вторичной трещиноватости» к структурному плану картируемого сейсморазведкой. Предложенный способ имеет следующие недостатки.
1. Практика опровергла однозначную привязку зон развития вторичных трещиноватых коллекторов к каким-либо элементам структурного плана в осадочных толщах. Если бы это было так, то проблема поиска нефти, по крайней мере, в баженовской свите Западной Сибири была бы давно решена.
2. В способе, изложенном Зубковым М.Ю. и Бондаренко П.М., не намечено никаких подходов к оценке емкостных свойств вторичной трещиноватости коллекторов, что не позволяет проводить оценку геологических запасов залежей нефти.
3. Предложения авторов патента РФ №2183332 не создают основы для оптимизации разведки и освоения залежей.
Дальнейшим шагом на пути изучения промышленной нефтеносности нефтематеринских толщ явилось изобретение «Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве» (патент РФ №2225020, приоритет от 25.02.2003, патентообладатель ЗАО «МиМГО», авторы Е.А.Копилевич, Е.А.Давыдова, B.C.Славкин, В.А.Мусихин). Особенностью рассматриваемой работы является то, что авторы предпринимают смелую попытку непосредственно связать коэффициент продуктивности в разведочных и эксплуатационных скважинах с сейсмическими динамическими параметрами, минуя работу с такими важнейшими характеристиками резервуара и залежей, как емкость, запасы и общая конструкция залежей. Введение в текст патента такого параметра резервуара, как коэффициент емкостной дифференциации (КЕД), является бесцельным, поскольку этот параметр нигде в дальнейшем не используется. Патент №2225020 не обеспечивает выделение коллекторов в разрезе скважин, оценку их пустотности и емкости, что исключает возможность подсчета запасов. Оптимизация размещения скважин в рамках данного патента возможна только по одному критерию - максимальная продуктивность. В то время как по всем канонам необходимо учитывать как продуктивность, так массу и плотность запасов. Несмотря на то что патент №2225020 выполнен в том же коллективе, что и предлагаемая работа, считать этот патент полноценным прототипом нельзя, поскольку упор делается на другие вещи.
В предлагаемой заявке основной упор делается на выделение интервалов коллекторов в разрезе нефтематеринской толщи, оценку их емкостных свойств, что позволяет в дальнейшем, используя технологии прогноза свойств разреза в межскважинном пространстве, закартировать зоны развития коллекторов и провести оценку геологических запасов нефти.
Техническим результатом предложенного способа является повышение надежности и точности обоснования заложения новых поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, составления и обоснования технико-экономических проектов доразведки и эксплуатации месторождений, повышение эффективности, сокращение стоимости и сроков геолого-разведочных работ на месторождениях нефти за счет сокращения объемов буровых работ и повышение их результативности, повышение экологичности за счет сокращения негативного воздействия на окружающую среду, уменьшения объемов бурения и объемов вспомогательных инженерных мероприятий.
Технический результат достигается тем, что предлагаемый способ разведки и оценки запасов залежей нефти в плотных трещиноватых пропластках, развитых в нефтематеринских толщах, осуществляют, производя бурение скважин со сплошным отбором керна из целевых пластов, сейсморазведочные работы, геофизические и промысловые исследования скважин, геохимические исследования керна и нефти из целевых отложений, при этом по набору полученных данных индивидуализируют пропластки коллектора, по совокупности данных радиоактивного и акустического каротажей оценивают емкость пустотного пространства каждого коллекторского пропластка, рассчитывают суммарную удельную емкость коллекторов в целевом разрезе скважины, задавшись критическим значением коэффициента продуктивности, вычисляют критическое значение суммарной эффективной емкости коллекторов, которое позволяет ограничить поля рентабельных и условно рентабельных запасов, после чего объемным методом с разделением на рентабельные и условно рентабельные части оценивают геологические запасы нефти, аккумулированные в залежах, на основании распределения запасов разных категорий по площади оптимизируют размещение новых разведочных скважин так, чтобы достичь максимального прироста рентабельных запасов нефти на скважину, а на основании распределения продуктивности коллекторов и плотности запасов осуществляют оптимизацию размещения добычных скважин так, чтобы достичь наибольших дебитов в зонах с наибольшей массой и плотностью запасов.
На фиг.1 представлен пример сопоставления каротажа с данными механической дебитометрии.
1
На фиг.2 представлен пример аномально высокого содержания параметра S Rock-Eval в образцах с крайне низким содержанием нерастворимого остатка породы после обработки 10% раствором соляной кислоты.
п
На фиг.3 представлен пример графика зависимости интенсивности притока (I, %) от пустотности коллекторов (К, %).
прод
3
2
На фиг.4 представлен пример графика зависимости продуктивности (К) по скважинам от суммарной удельной емкости коллекторов (q, м/м).
На фиг.5 представлен пример типизации глубоких скважин для одного из месторождений.
В настоящее время известны два типа промышленной нефтеносности нефтематеринских толщ. В первом типе подвижная нефть (поддающаяся разработке существующими технологиями) аккумулируется как в инородных хрупких, твердых, трещиноватых пропластках, формирующих трещинный или трещинно-кавернозный (трещинно-поровый) коллектор, так и в специфическом коллекторе, состоящем из листоватых, сланцеватых трещинных глинистых пород, названных в Западной Сибири И.И.Нестеровым «рыхлым баженитом» (Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / Сборник научных трудов под ред. член-кор. АН СССР И.И.Нестерова - Тюмень: ЗапСибНИГНИ. - 1985). Во втором типе нефть содержится только в инородных хрупких, твердых, трещиноватых пропластках, формирующих трещинный и трещинно-кавернозный (трещинно-поровый) коллектор (Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья / В.С.Славкин, А.Д.Алексеев, В.Н.Колосков // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №8. - С.100-104).
Предлагаемая заявка имеет дело с нефтематеринскими породами второго типа, которые идентифицируются по следующим признакам.
1. Прямым и твердым доказательством отнесения изучаемых объектов к продуктивным нефтематеринским толщам второго типа является сопоставление данных каротажа, лабораторных и геохимических исследований керна с данными механической дебитометрии или термометрии.
1
1
Из фиг.1 видно, что все приточные интервалы характеризуются: относительным минимумом на диаграммах гамма-каротажа (ГК), относительным максимумом на диаграммах нейтронного каротажа (нейтронный гамма-каротаж (НГК) или нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ)) и минимумом времени пробега (ΔT) упругих колебаний по данным акустического каротажа (АК) (максимумом скоростей распространения упругих колебаний). То есть можно сказать, что приточные интервалы обладают повышенной плотностью и скоростью распространения упругих колебаний, а следовательно, аномально высокой механической жесткостью и, что особенно важно для проведения сейсмического прогноза коллекторов, акустической жесткостью. Факт получения из этих объектов значительных притоков нефти с дебитами, которые нельзя объяснить поровой фильтрацией, с необходимостью приводит к выводу о том, что эти геологические объекты являются плотными трещиноватыми или трещинно-кавернозными (трещинно-поровыми) пропластками. Трещиноватость указанных пропластков может иметь как седиментационную, так и тектоническую природу. Седиментационный механизм образования трещиноватости может быть связан, например, с вторичным превращением известняковой составляющей породы в доломит. Доказательством значительной роли карбонатов в формировании трещинных коллекторов является аномально высокое содержание параметра S Rock-Eval (определения параметра S метода Rock-Eval, характеризующего наличие подвижной нефти) в образцах с крайне низким содержанием нерастворимого остатка породы после обработки 10% раствором соляной кислоты (фиг.2). Определенную роль в насыщении этих коллекторов нефтью играет и явление автофлюидоразрыва, имеющее место при первичной миграции нефти из нефтематеринской матрицы по трещинам коллектор. В то же время геохимические исследования показывают, что и черные глинистые породы нефтематеринской толщи содержат значительные объемы подвижной нефти. Однако они в силу особой структуры порового пространства (пористость от 8 до 10%) не способны обеспечить выход нефти в скважину со скоростями, фиксируемыми в реальном масштабе времени. Однако это не исключает первичной миграции подвижной нефти из черных глинистых пород в коллекторы со скоростями, характерными для геологического масштаба времени при фиксированных термобарических условиях.
Продуктивные нефтематеринские толщи второго типа характеризуются тем преимуществом, что их нефтенасыщенные коллектора представляют устойчивую систему, в которой трещины не охлопываются после стравливания характерного для подобных отложений аномально высокого пластового давления, что доказано результатами исследований керна и добычей нефти из ряда скважин на депрессии (с использованием ЭЦН). Этим рассмотренные коллектора выгодно отличаются от коллекторов типа «рыхлого баженита» (Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / Сборник научных трудов под ред. член-кор. АН СССР И.И.Нестерова - Тюмень: ЗапСибНИГНИ. - 1985), в которых скважины практически прекращают работу после стравливания аномально высокого пластового давления.
2. Залежи нефти в нефтематеринской толще 2-го типа характеризуются крупными линейными размерами большой площадью, а значит, и объемом аккумулированных запасов. Благодаря геохимическим исследованиям последних лет методом резервуарной геохимии («отпечатков пальцев», Кауфман, 1987 г.) показано единство нефтей, вскрытых в скважинах, расположенных в десятках километров друг от друга. Не нашла подтверждения гипотеза о том, что залежи нефти в подобных толщах являются локальными «гнездами нефтенасыщенного коллектора». Как показала опытно-промышленная разработка, они вполне пригодны для рентабельной эксплуатации в течение долгих лет в рамках имеющихся технологий.
Предложенный способ осуществляется последовательностью следующих операций
орг
1) Производят бурение глубоких скважин со сплошным отбором керна из целевых пластов, т.е. в толще переслаивания пачек черных нефтематеринских пород с высоким содержанием С и маломощных плотных пропластков карбонатного и кремнистого состава.
2) Производят сейсморазведочные работы по технологиям 2D (площадная сейсморазведка) или, что более желательно, по технологии 3D (объемная сейсморазведка).
3) Производят геофизические исследования скважин, включающие наряду со стандартным комплексом выполнение радиоактивного (РК) и акустического (АК) каротажей в открытом стволе. Указанные исследования необходимо выполнять, в том числе и в эксплуатационных скважинах, несмотря на технические трудности.
4) Производят промысловые исследования скважин. Испытания и освоение пластов коллекторов в целевом интервале разреза.
5) Проведение как минимум в каждой второй продуктивной скважине механической дебитометрии или термометрии.
6) Выполнение лабораторных исследований керна с обязательными замерами естественной радиоактивности на керне, что необходимо для точной привязки кернового материала к каротажным кривым.
7) Проведение геохимических исследований керна и нефти из разных скважин методом Rock-Eval и методом резервуарной геохимии («отпечатков пальцев», Кауфман, 1987 г.) соответственно.
8) Проведение петрографо-литологических исследований поднятого керна из целевого интервала.
9) По набору полученных данных индивидуализируют пропластки коллектора, по совокупности данных радиоактивного и акустического каротажей оценивают емкость пустотного пространства каждого коллекторского пропластка. Выполнение интерпретации данных геофизических исследований скважин, позволяющей в совокупности с результатами предыдущих этапов индивидуализировать пласты-коллекторы и оценить их эффективную емкость.
10) Выполнение обработки и интегрированной динамической интерпретации данных сейсморазведки.
11) Моделирование природных резервуаров, являющихся продуктом интегрирования всех вышеперечисленных действий.
Предлагаемое изобретение реализуется в несколько этапов. При этом этапы 1)-8) выполняются по стандартным технологиям.
cинт
Реализации оригинальной части изобретения начинается с интерпретации данных ГИС (этап 9)) на качественном уровне. Плотные пропластки, являющиеся потенциальными коллекторами, отображаются в данных ГИС минимумом ГК, максимумом НК (НГК или НКТ) и минимумом ΔТ (максимумом распространения скоростей упругих колебаний). Однако выделение объектов с указанными геофизическими характеристиками еще не гарантирует, что они на самом деле являются коллекторами. Из набора потенциальных коллекторов нужно еще выделить те, которые сумели реализовать свой потенциал, т.е имеют трещинную или трещинно-кавернозную (трещинно-поровую) эффективную емкость. Способ, предлагаемый в настоящей работе, использует разницу в фактических данных НК с синтетическими (НК), построенными по данным акустического каротажа, по математической модели, в которой не учтена трещинная и кавернозная составляющая пустотности. Наличие разницы служит качественным признаком коллектора в рассматриваемых отложениях.
п
Далее оценивают эффективную емкость трещинного пространства выделенных коллекторов (К) (является аналогом коэффициента пористости в терригенных коллекторах) по формуле:
где величина С является функцией, зависящей от акустических характеристик упругой среды, коэффициента поглощения нейтронного потока и аппаратурной постоянной нейтронного каротажа.
Важными преимуществами предлагаемого способа являются то, что не обязательно знать точные значения постоянных, участвующих в формулах математической модели синтетических показаний НК, и возможность использования неэталонированных геофизических данных.
п
Определение К по формуле (1) позволяет вовлечь в изучение целевого интервала практически весь фонд скважин, поскольку радиоактивный каротаж (РК) есть практически везде, а акустический каротаж присутствует в достаточно большом количестве скважин.
Контроль результатов интерпретации данных ГИС осуществляется на основе детального изучения керна, включающего рентгено-дифрактометрический анализ (минералогический состав), анализ шлифов под микроскопом (изучения минералогического состава и характера пустотного пространства), сопоставление с отдающими по данным механической дебитометрии или термометрии интервалами. Объем работ данного этапа определяется как степенью изученности объекта, так и реальными возможностями лабораторных комплексов.
i
n,i
i
i
n,i
i
По каждой скважине, где имеются данные механической дебитометрии, осуществляется сопоставление выделенных пластов коллекторов и их удельных емкостей (q=K·H, где q - удельная емкость i-го пропластка коллектора; K - его пустотность, ед.; H - его толщина, м) с замерами притоков по отдельным интервалам (фиг.3.) Работы этого этапа являются ключевыми. Наличие хорошего соответствия емкостных параметров отдельных пропластков показаниям дебитомера указывает на адекватность выполненных оценок емкостных свойств.
Если такое сопоставление дало удовлетворительный результат, то рассчитывается суммарная удельная емкость коллекторов в целевом разрезе скважины по формуле
После чего строится график зависимости продуктивности от суммарной удельной емкости коллекторов (q) (фиг.4).
Затем, задавшись критическим значением коэффициента продуктивности, вычисляют критическое значение суммарной эффективной емкости коллекторов, которое позволяет ограничить поля рентабельных и условно рентабельных запасов. Критическое значение коэффициента продуктивности рассчитывается на основании технико-экономических расчетов, которые выполняются с учетом конъюнктуры нефтяного рынка, налогового режима, инфраструктурных ограничений и т.п. То есть группа геологов и экономистов определяет рентабельный дебит или рентабельный коэффициент продуктивности, обеспечивающие реальную рентабельность добычи нефти в сложившейся обстановке. Вообще эта операция должна иметь итеративный характер с учетом не только экономики, но и технологических возможностей. Опираясь на такой график (фиг.4), критическое значение коэффициента продуктивности (характеризующее рентабельность) трансформируется в критическое значение удельной емкости, что позволяет получить критерии для разделения запасов на рентабельные и условно рентабельные. Другими словами, запасы в пределах полей с предполагаемой емкостью выше критической относятся к рентабельным, а запасы в полях с предполагаемой емкостью ниже критической - к условно рентабельным. Значение емкости, равной нулю, означает отсутствие коллекторов, т.е. отсутствие залежи.
На следующем этапе на основе математического моделирования и экспериментов на реальном материале изучается отображение в поле динамических параметров сейсморазведки типов разрезов с наличием и отсутствием коллекторов. При положительном решении этого вопроса возникает реальная возможность отрисовки границ залежей по данным бурения и сейсморазведки. В противном случае они выбираются стандартным для данного типа залежей способом по данным бурения с возможным применением технических границ.
Затем объемным методом с разделением на рентабельные и условно рентабельные части оценивают геологические запасы нефти, аккумулированные в залежах. Методами математического моделирования и экспериментами на реальном материале проверяется гипотеза о том, что типы разреза, содержащие рентабельные запасы, отображаются в поле сейсмических динамических параметров иначе, чем типы разреза, содержащие условно рентабельные запасы. Гипотеза относится к классу заведомо некорректных, поскольку представление о рентабельности запасов не является геологической характеристикой. Однако, если при истечении определенных обстоятельств такое разделение возможно, геолого-геофизическая целесообразность решения рассматриваемой задачи не вызывает сомнения, поскольку позволяет более точно оценить рентабельную часть запасов. Данные сейсмического определения типов разреза, основой которого является типизация глубоких скважин для одного из месторождений, приведены на фиг.5. Приводя полученные результаты, авторы подчеркивают, что существуют и другие эффективные средства сейсмического районирования по типам разреза, в том числе многочисленные динамические инверсии сейсмического поля (Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И.Петерсилье, В.И.Пороскуна, Г.Г.Яценко. - Москва - Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика» - 2003). Учитывая специфику изучаемого объекта, коэффициент нефтенасыщенности рекомендуется принять постоянным и близким к единице, а коэффициент объемного расширения определяется согласно ГОСТу Р. Тогда совокупность геологических запасов нефти может быть определена по формуле:
3
2
3
н
н
где q - удельная емкость коллекторов, м/м; x, y - площадные координаты; К - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы; θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единицы; σ - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м.
На основании распределения запасов разных категорий по площади оптимизируют размещение новых разведочных скважин так, чтобы достичь максимального прироста рентабельных запасов нефти на скважину, а на основании распределения продуктивности коллекторов и плотности запасов осуществляют оптимизацию размещения добычных скважин так, чтобы достичь наибольших дебитов в зонах с наибольшей массой и плотностью запасов. Оптимизацию размещения разведочных и эксплуатационных скважин выполняют на основе совместного использования карты удельных запасов нефти (иллюстрирует запасы на единицу площади) и карты, характеризующей распределение рентабельных и условно рентабельных запасов по площади. При этом для разведочных скважин стремятся достичь максимального прироста рентабельных запасов нефти на скважину. Оптимизация размещения эксплуатационных скважин заключается в сгущении сети эксплуатационных скважин в зоне максимальной массы и плотности рентабельных запасов (в отдельных случаях бурение уплотняющей сетки).