СПОСОБ РАННЕЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ ЕСТЕСТВЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПЛАСТОВ
EARLY IDENTIFICATION METHOD OF NATURAL FRACTURING OF FORMATIONS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изучения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных коллекторов трещинно-порового типа с аномально высокой гидропроводностью системы трещин, содержит теоретическое обоснование и рекомендации по внедрению в промысловую практику новой модификации трассерного исследования ФЕС нефтегазоносных карбонатных пластов, позволяющую впервые проводить идентификацию их трещиноватости трассерным методом на ранней стадии промышленного освоения запасов нефти и пробной эксплуатации разведочных и опережающих скважин.
На новой нефтяной залежи (остающихся неосвоенных участках разрабатываемой залежи), исследованиями в пробуренных разведочных и опережающих добывающих скважинах, устанавливается наличие или отсутствие естественной трещиноватости коллектора, тестирование карбонатного пласта на трещиноватость проводится модифицированным индикаторным способом, для чего в каждую из разведочных или опережающих добывающих скважин поочередно производится кратковременная закачка ограниченного объема жидкости с растворенном в ней индикатором (трассером) при одновременном отборе нефти из остальных действующих скважин, с фиксацией давления продолжительности и объема закачки "меченой жидкости," время ее продвижения от переведенной под нагнетание скважины до работающих добывающих скважин по показаниям анализа проб отбираемой из них продукции.
В предлагаемом способе ранней идентификации естественной трещиноватости карбонатных коллекторов в качестве носителя индикатора могут использоваться три вида рабочей жидкости.
Для идентификации трещиноватости в гидрофобных КТК в качестве носителя индикатора может быть применена чистая вода, традиционно используемая с середины 50-х годов прошлого столетия в рутинных индикаторных исследованиях нефтяных коллекторов в заводненных при разработке зонах или любой из применяемых гидрофобизирующих составов на водной основе. Гидрофобные коллектора встречаются редко - по мировой статистике считается, что их доля не превышает 8% (http//www.nmt.edu).
Вода является непригодной для решения задачи ранней и быстрой идентификации трещиноватости в гидрофильных коллекторах и в коллекторах со смешанной смачиваемостью, поскольку она при закачке, внедряясь, в первую очередь, в систему трещины, чаще всего вступает в активный массообмен с матрицей и ее продвижение по каналу-трещине до добывающих скважин обычно растягивается на месяцы и годы. Поэтому для проведения ранней и быстрой идентификации трещиноватости в коллекторах с гидрофильной и смешанной смачиваемостью в качестве основного рабочего агента-носителя индикатора должен применяться один из гидрофобизирующих составов на водной основе, широко используемых для обработки призабойных зон добывающих скважин с целью снижения водопритока. Создаваемый при этом на стенках трещин гидрофобный барьер резко снижает потери рабочего агента на массообмен с матрицей и обеспечивает быстрое и беспрепятственное его продвижение по трещинам до забоя добывающих скважин.
В случае неустойчивости гидрофобного барьера трассерные идентификационные исследования рекомендуется проводить в режиме однофазной фильтрации, используя в качестве рабочего агента добываемую из скважин нефть. В этом случае часть рабочего агента может уходить из трещин в матрицу, но при типичной для КТК аномально высокой проницаемостной контрастности сопряженных сред объем этого перетока не должен значительно сказаться на скорости продвижения индикатора в трещинной системе.
Применение указанных жидкостей способствует созданию в КТК разной смачиваемости условий для избирательного, опережающе-канального режима фильтрации рабочей жидкости по системе трещин, обеспечивающего при небольшом объеме закачки быструю доставку индикатора из точки нагнетания к забоям нефтяных добывающих скважин.
В предлагаемом способе наличие или отсутствие естественных трещин-каналов высокой проводимости в карбонатном коллекторе идентифицируется по скорости продвижения индикатора от точки нагнетания до забоев работающих нефтяных скважин. Признаком наличия трещиноватости является высокая скорость перемещения индикатора по пласту, составляющая обычно величину порядка 1500-2000 м/сут. По данным одновременных наблюдений за составом добываемой нефти по нескольким скважинам, расположенным на разных азимутах от источника индикатора, можно составить модель трещиноватости (равномерная сеть или ее развитие в локальных зонах).
3
10
7
Объем меченого рабочего агента, необходимого для выполнения трассерного исследования по предлагаемой новой технологии, ориентировочно составляет 1-2 м на 1 м толщины исследуемого коллектора при забойном давлении нагнетания в скважине до 0,7 от горного давления (давления гидроразрыва). Могут быть использованы как радиоактивные, так и химические трассеры. Из химических веществ для нефти наиболее простым и подходящим является нафталин (JC Н), для воды и гидрофобизирующего состава на водной основе - флуоресцеин. Планирование и проведение промысловых трассерных исследований по идентификации трещиноватости должны координироваться с данными гидродинамических исследований скважин нестационарными методами и результатами кислотных обработок.
Близких по смыслу аналогов предлагаемому изобретению по ранней идентификации естественной трещиноватости коллектора индикаторным методом не имеется.
Индикаторный метод с 50-х годов прошлого столетия активно используется в исследованиях широкого круга нефтепромысловых задач, включая идентификацию трещиноватости, однако до настоящего времени применяется лишь на "зрелой" стадии разработки нефтяных залежей, после того как проектные решения по разработке приняты, утверждены ЦКР Роснедра и реализованы, проектный фонд добывающих и нагнетательных скважин пробурен, создана и длительное время функционировала система заводнения и большая часть нефтенасыщенного объема залежи оказывается заводненной (промытой) закачиваемой водой. Метод применяется, как правило, при исследованиях в системе "нагнетательная скважина - промытая зона - обводненная добывающая скважина", используя растворимые в воде индикаторы или индикаторы со смешанной растворимостью. Традиционные методы и способы трассерных исследований используются также для оценки остаточной нефтенасыщенности в промытых зонах пласта, но в целом информация по поздней идентификации трещиноватости на стадии высокой обводненности добываемой нефти является сильно запоздалой, вынуждающей вносить те или иные исправления или даже полностью перестраивать реализованные системы разработки, оказавшиеся неэффективными из-за отсутствия на стадии принятия проектных решений необходимых исходных данных, в частности, о трещиноватости.
1
1
1
Известен способ разработки нефтяной залежи, обеспечивающий повышение нефтеотдачи пласта, включающий последовательно этапы отбора нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение направления трещиноватости коллектора и формирование новых рядов нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости, сформировавшейся в коллекторе в процессе разработки залежи, при выявлении направления трещиноватости проводят закачку жидкости с индикатором и определяют время прохождения индикатора и объем жидкости, необходимый для его доставки от нагнетательных скважин до добывающих в промытой части пласта (патент RU 2182653 C). Изобретение возникло как реакция на негативные итоги 12-летнего опыта стационарной разработки известного Ташлинского месторождения и содержит по сути заявку на проведение традиционно используемой с середины 50-х годов «позднюю» идентификацию трещиноватости по данным трассерных исследований в уже промытых зонах коллектора, образовавшихся в итоге реализации системы разработки объекта, принятую по «принципу» «fracture denial» (Nelson, R.A., 2001. Geological Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. Gulf Publishing Co, 2nd Edition, TX, 332 р.) означающим непризнание (неучет) трещиноватости. В итоге из-за невыявленной в свое время трещинной анизотропии коллектора и неудачной ориентации рядов нагнетательных скважин за 12 лет примышленной разработки объекта достигнут КИН всего 0,12 при обводненности 97%. Изобретение RU 2182653 C показало на необходимость серьезной перестройки системы разработки объекта. Для этого были вынуждены провести "поздние" трассерные исследования. Целью нами предлагаемого изобретения является задача минимизировать возможности принятия неверных проектных решений и избежать подобных «перестроек» систем заводнения и разработки залежей в КТК благодаря предоставляемой способом ранней идентификации информации о наличии трещиноватости в нефтяных зонах до принятия проектных решений по заводнению. Анализ показал, что в предлагаемом изобретении и рассмотренном способе RU 2182653 C используемая терминология в какой-то мере совпадает, но смысловое их содержания совершенно разное.
Целью предлагаемого изобретения является задача избежать подобных «перестроек» систем заводнения объектов КТК.
Признаками новизны предлагаемого изобретения являются:
1. Возможность идентификации трещиноватости пласта на ранней стадии промышленного освоения нефтяной залежи сразу же после начала добычи нефти из разведочных скважин. Обоснование с помощью новой модификации метода возможности ранней идентификации трещиноватости нефтеносных карбонатных пластов на стадии опробования и пробной эксплуатации разведочных и опережающих добывающих скважин при отсутствии смыкания трещин в результате снижения пластового давления.
2. Новая технология выполнения ранней трассерной идентификации естественной трещиноватости пласта методом поочередной закачки небольших объемов меченой жидкости в нефтяные разведочные и опережающие добывающие скважины - мини-закачки меченой и продавочной жидкостей.
3. Трассерные исследования с целью ранней идентификации трещиноватости проводятся не в промытых при разработке зонах залежи, где имеет место двухфазная фильтрация нефти и воды, а в незатронутых заводнением зонах однофазной фильтрации нефти. Традиционная схема трассерных исследований "закачка трассера в нагнетательную скважину-мониторинг его появления в добывающих скважинах" заменена в предлагаемом изобретений на схему "закачка трассера в добывающую скважину - мониторинг появления трассера в добывающих скважинах".
4. Предложено использовать в качестве рабочего агента для ранней трассерной идентификации естественной трещиноватости гидрофобного пласта воду или гидрофобизирующий состав на водной основе, а в качестве рабочего агента для ранней трассерной идентификации естественной трещиноватости пласта с гидрофильной или смешанной смачиваемостью гидрофобизирующего состава на водной основе или нефть, добываемую из разведочных и опережающих добывающих скважин.
В предлагаемой новой технологии трассерных исследований учтено, что трещины в трещинно-поровом коллекторе являются каналами аномально высокой гидропроводности и пьезопроводности, обеспечивающими исключительно быструю передачу на большое расстояние импульса изменения давления, созданного на забое возмущающей скважины, и быстрое перемещение порции меченой жидкости по трещине-каналу до забоя реагирующей скважины, что подтверждают наблюдения за динамикой пластового давления в залежах на ранней стадии их разработки при упругозамкнутом режиме.
ПРОМЫСЛОВЫЙ ПРИМЕР
Промысловым примером ранней идентификации естественной трещиноватости нефтяных пластов индикаторным методом по предложенной его новой модификации являются итоги реализации специальной промыслово-исследовательской программы соляно-кислотных обработок (СКО) в 4-х новых скважинах, пробуренных на северо-восточном участке Теребиловского купола Яблоневского месторождения в Самарской области, схема расположения скважин см. фиг.1, краткая геолого-физическая характеристика см. табл.1. В скважинах были вскрыты незатронутые заводнением нефтенасыщенные карбонатные коллектора пермского возраста К1 и К2, схематический разрез показан см. фиг.2.
На участке в августе-сентябре 1974 г. были пробурены и введены в пробную эксплуатацию скв. 813, 817, 818 и 819, отстоящие друг от друга на расстоянии от 325 м до 575 м. В течение первого месяца после освоения скважины эксплуатировались без соляно-кислотных обработок (СКО) с начальными дебитами нефти 5-6 т/с при стабильной обводненности 1-2%. В период с октября 1974 г. по октябрь 1975 г. на участке была реализована программа с задачей по созданию в низкопродуктивных пластах кислотных червоточин и сквозных каналов с целью повышения дебита скважин (Выжигин Г.Б., Юдина З.П. Исследование распространения соляной кислоты в карбонатных коллекторах при обработках скважин. - "Нефтепромысловое дело". 1975, №11, с.29-32).
3
3
Для этой цели во всех скважинах поочередно было проведено от 1 до 5 СКО /скв под давлением на устье в среднем 5 МПа (давление на забое скважин при нагнетании около 0,8 от горного), при расходе от 8 до 30 м кислотного 15% раствора на одну операцию. Кислота продавливалась в пласты водой в объеме 2-4 м. Перепады давления между возбуждающей и реагирующими скважинами составляли от 4,3 до 10,1 МПа. При проведении СКО в очередной скважине по остальным работающим скважинам проводился мониторинг состава добываемой продукции. Отбираемые для этой цели пробы жидкости из-за низкой обводненности отстаивали или готовили вытяжку дистиллированной водой. Получаемые пробы воды анализировались на кислотность четырьмя методами (включая pH-метрию), позволяющими проводить определения содержания соляной кислоты с концентрацией ≥ 0,01%. В контрольных добывающих скважинах в течение суток до проведения очередной СКО отбирались пробы воды для оценки ее фоновой характеристики. Во всех случаях фоновая реакция водной вытяжки была щелочной (рН 7,5-8).
3
Всего было проведено 12 СКО с суммарным расходом кислотного раствора в объеме 223 м. По 5 операциям реакция на СКО в контрольных скважинах отсутствовала, в 7 случаях был отмечен чрезвычайно быстрый прорыв порции истощенного кислотного раствора сквозь нефтенасыщенный пласт к забоям добывающих скважин, что отчетливо фиксировалось по резкому спаду рН до 3-5 (фиг.3). Время его продвижения до контрольных скважин изменялось в пределах от 2,2 до 22 часов, составляя в среднем 8,5 часа, и соответственно этому скорость его фильтрации изменялась в пределах от 18 до 260 м/час, составив в среднем 82 м/час или около 2000 м/сут. Скорость продвижения кислотного раствора в последних по порядку СКО несколько превышала скорости после СКО, проведенных в начале эксперимента (табл.3).
nd
3
Повторный анализ (Kolganov V.I., Usachov B.P. Monitoring of Acid Travel Distances and Velocities in Naturally Fractured-Matrix Carbonate Reservoirs on Samara Oil Fields in Russia. Extended Abstracts Book, 62 EAGE Conference and Technical Exhibition, Glasgow, Scotland, 29 May-2 June 2000) показал, что затраченного на СКО количества кислоты было явно недостаточно для создания вначале "червоточин", а затем сквозных каналов растворения по главным линиям тока в 3-х направлениях на расстояние от 325 м до 575 м. Кислотный эксперимент показал наличие в пластах К1 и К2 равномерно распределенной сети сквозных каналов с высокой гидропроводностью, соединяющих забои скважин между собой, причем наличие каналов было зафиксировано сразу же после первых СКО. Следы после первой СКО, проведенной в скв. 813, при закачке 20 м 15% кислоты были обнаружены в соседних добывающих скважинах через 6 часов, после второй СКО - через 3 часа.
Очевидно, что кислота использовала для своего перемещения систему уже готовых природных трещин, и поэтому кислотный эксперимент на Яблоневском месторождении в 1975 г. можно считать первым случайно поставленным опытом ранней идентификации природной трещиноватости пластов К1 и К2 с применением в качестве рабочей жидкости отработанного гидрофобизирующего кислотного раствора на водной основе и в качестве трассера - остатков непрореагировавшейся соляной кислоты. Отсутствие в 5 операциях реакции на СКО не является признаком отсутствия трещин-каналов между исследовавшимися скважинами. Все случаи отказа являются, скорее всего, следствием дефекта гидрофобного экрана, в результате чего отработанная кислота ушла в матрицу. Например, скв. 817 не среагировала на СКО №4 в скв. 813, однако СКО №7 четко указала на наличие трещинных каналов, связывающих скв. 813 и 817 (табл. 2).
После кислотного эксперимента на опытном участке было начато стационарное заводнение. В декабре 1976 г. скв. 813 была переведена в режим стационарной закачки пресной воды в пласты. Продвижение нагнетаемой воды по пластам К1 и К2 происходило по совершенно другому сценарию. Быстрый прорыв пресной воды в добывающие скважины по прочищенной кислотой системе трещин не произошел, объект К1+К2 вел себя как коллектор чисто порового типа. Нагнетаемая пресная вода, несмотря на наличие трещин, достигла забоев добывающих скважин через 14-21 год с момента начала заводнения, после того как по каждой из них было добыто более 50 тыс. т практически безводной нефти (табл.3). Скорость продвижения фронта заводнения составила всего 0,04-0,08 м/сут или более чем в 30000 раз меньше скорости фильтрации кислотного раствора.
Трещиноватость не проявила себя в процессе заводнения вследствие доминирования в механизме вытеснения нефти в коллекторах трещинно-порового типа, какими оказались пласты К1 и К2, капиллярной пропитки блоков матрицы водой, поступающей из нагнетательной скважины в трещины. В отличие от нагнетаемой воды истощенный кислотный раствор на своем длинном пути от скважины к скважине после 7 из 12 СКО "не потерялся" в результате капиллярной пропитки благодаря гидрофобизации стенок трещин продуктами реакции с нефтесодержащей породой кислоты, обработанной ПАВ-содержащим ингибитором.
ЧИСЛЕННЫЙ ПРИМЕР
2
3
6
2
-5
-3
-3
2
-3
т
т
в
т
т
т
Для сравнения рассмотрим численный пример оценки скорости фильтрации в единичной вертикальной трещине, моделирующей соединяющие забои скважин каналы высокой проводимости. Принимается, что ширина (раскрытость) трещины b=150 мкм, высота h=5 м, длина L=500 м, площадь сечения F=7,5 см, пористость m=1 и объем=0,375 м. Проницаемость трещины, рассчитанная по формуле K=8,35·10·b, где b в см, равна 1878 дарси. При вязкости кислотного раствора µ=1 сП, коэффициенте сжимаемости с=4·10 1/атм и коэффициенте сжимаемости трещины с=6·10 1/атм, гидропроводность Kh/µ=939000 дарси см/сП, упругоемкость c*=6,04·10 1/атм и пьезопроводность χ=310900 см/с. При градиенте пластового давления dP/dL=2·10 ат/см скорость фильтрации в трещине согласно закону Дарси составляет 135 м/час.
Расчетная в аналитическом примере и фактическая скорости фильтрации в кислотном эксперименте одного порядка и поэтому модель в виде единичной вертикальной трещины с указанными параметрами являются примерным эквивалентом системы естественных трещин, образующих каналы высокой проводимости между забоями скважин в карбонатных пластах К1 и К2 на Яблоневском нефтяном месторождении.
Таблица 1
Краткая геолого-физическая характеристика пластов K1 и K2 на Теребиловском куполе Яблоневского месторождения
Пласт
K<sub>1</sub>
K<sub>2</sub>
Глубина залегания, м
550
570
Литология и тип коллектора
доломит, трещинно-поровый
Эффективная толщина, м
6,7
7,5
Пористость по керну, %
27
20
Проницаемость по керну, мд
32
15
Коэффициент нефтенасыщенности
0,88
0,89
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
3,79
3,59
Плотность нефти, т/м<sup>3</sup>
0,8507
0,8459
Таблица 2
Скорости фильтрации соляно-кислотного раствора в нефтенасыщенных карбонатных пластах K1 и K2 Теребиловского купола Яблоневского месторождения в Самарской области
№№ контрольных скважин
№№ скважин, поочередно подвергнутых СКО/очередность проведения СКО
818/2
817/3
813/4
813/7
819/8
819/10
819/11
Скорость фильтрации соляно-кислотного раствора, м/час
813
17,1
53,5
-
-
181,8
105,3
817
19,7
-
125,0
261,4
151,3
100,9
818
-
17,8
54,1
170,4
133,9
65,7
819
19,7
27,3
166,7
133,3
-
-
Таблица 3
Данные о добыче нефти и воды на опытном участке Теребиловского купола Яблоневского месторождения
№№ скважин
Дата обводнения закачиваемой водой
Скорость продвижения фронта заводнен м/час (м/год)
Накопленная добыча, т
на дату обводнения
на 01.01.2009
нефти
воды
нефти
воды
текущая обводненность, %
817
1996
0,0021 (18,8)
57775
2884
71283
13758
98,66
818
1996
0,0018 (16,2)
54851
3606
65149
16974
94,6
819
1989
0,0035 (30,8)
50316
2503
84072
25695
47,3
Таким образом, предложенный способ ранней идентификации естественной трещиноватости пластов при разработке карбонатной залежи включает бурение разведочных скважин, осуществление их пробной эксплуатации, поочередную закачку в каждую из разведочных скважин заданного объема порций гидрофобизирующей жидкости на водной основе или нефти с индикатором, идентификацию наличия или отсутствия естественных трещин - каналов высокой проводимости в карбонатной залежи и положения зон трещиноватости по скорости передачи импульса давления между разведочными скважинами при закачке в них порций гидрофобизирующей жидкости на водной основе или нефти с индикатором, по скорости продвижения индикатора от одной разведочной скважины к другой в режиме однофазной фильтрации, по динамике изменения пластового давления при пробной эксплуатации карбонатного пласта и по выделению основных направлений гидродинамического взаимодействия скважин с характеристикой степени взаимодействия, определение типа карбонатной залежи по данным вышеупомянутых исследований, размещение добывающих скважин на залежи в зависимости от типа карбонатной залежи и положения зон трещиноватости, расширение исследований с использованием добывающих скважин и учетом данных по динамике изменения пластового давления при упругозамкнутом естественном режиме разработки карбонатной залежи на ранней стадии, подтверждение или уточнение типа карбонатной залежи и положения зон трещиноватости по данным дополнительных исследований, выбор схемы дальнейшей разработки карбонатной залежи - схемы размещения нагнетательных скважин при переходе с упругозамкнутого естественного режима разработки карбонатной залежи на режим разработки с искусственным поддержанием пластового давления.