Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах
METHOD FOR LOCALIZATION OF PROMISING ZONES IN OIL-PRODUCING STRATA

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских толщ баженовской свиты.
Известен способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин, включающий отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества (НОВ), исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержание органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют НОВ, определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями к соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов (патент РФ №2541721, G01V 5/14, опубл. 20.02.2015, БИ №5).
Недостатками способа являются сложность и трудоемкость выполнения способа, связанные с необходимостью постоянного отбора и исследования керна вследствие отсутствия математической модели восстановления необходимых параметров, а также недостаточная эффективность способа, связанная с отсутствием учета напряженно-деформированного состояния пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ локализации запасов в нефтематеринских толщах, включающий проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, комплексный анализ их результатов, выделение литотипов по данным геофизических исследований скважин (ГИС), оценку разделения литотипов в полях скоростей продольных, поперечных волн и плотности, проведение синхронной инверсии частичных угловых сумм сейсморазведочных работ 3Д, в результате чего получают трехмерные кубы скоростей продольной, поперечной волн и плотности, пересчитывают их в дискретный куб литологии на основе литотипов, выделенных по скважинным данным, и проводят калибровку и верификацию по данным ГИС, на основе результатов обработки и интерпретации сейсморазведочных работ 3Д строят карты когерентности волнового поля по кровле баженовской свиты и подошве ближайшего вышележащего проницаемого пласта, определяют критическое значение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю, проводят совместный анализ карт когерентности и выделяют потенциально продуктивные зоны баженовской свиты, проводят анализ зависимости мощности литотипов от запускных дебитов скважин, затем на основе разработанных петрофизических алгоритмов и выявленных связей по данным ГИС и исследований керна рассчитывают коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, по результатам чего строят карты эффективных нефтенасыщенных мощностей, пористости, нефтенасыщенности и распределения плотности запасов нефти (патент РФ №2572525, G01V 1/48, опубл. 20.01.2016, БИ №2).
Недостатком способа является субъективное определение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю. Это связано с тем, что подобный анализ может быть проведен только в зонах с достаточно плотной сеткой скважин, вскрывающий целевой интервал, а в зонах с отсутствием скважин такой критерий не может быть сформирован. Кроме того, как показывает практика, такой критерий не является универсальным и может достаточно существенно варьироваться от месторождения к месторождению. Также недостатком является его применимость только на площадях с имеющейся 3Д сейсморазведкой, что затрудняет попытки расширения подхода за пределы контура сейсморазведочных работ на региональном уровне. Невысокая точность определения связана, в частности, с определением зон трещиноватости по данным 3Д сейсморазведки, т.е. результат определения этих зон существенно зависит от качества исходного материала 3Д сейсморазведки. Кроме того, в подходе отсутствует учет степени реализации генерационного потенциала керогена и напряженно-деформированного состояния пласта, что в свою очередь может приводить к переоценке перспективности тех или иных зон пласта нефтематеринского пласта.
Техническим результатом является повышение точности определения локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах с учетом степени зрелости нефтематеринской породы.
Указанный технический результат достигается тем, что способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах включает геофизические и промыслово-геофизические исследования скважин, 3Д сейсмические исследования, комплексный анализ и интерпретацию результатов исследований, исследования керна, верификацию полученных параметров, построение карт и их совместный анализ, согласно изобретению, по результатам анализа и интерпретации геофизических исследований скважин получают значения коэффициента Пуассона в нефтематеринском пласте, осредняют его значение по мощности внутри интервала нефтематеринского пласта, находят его эффективное значение для каждой скважины и строят карту значений коэффициента Пуассона, на основании исследований керна устанавливают тип керогена с его кинетическим спектром, определяют термическую историю нефтематеринского пласта, строят карту глубин современного залегания кровли нефтематеринских отложений на основе данных 3Д сейсморазведки и геофизических исследований скважин, на основе данных промыслово-геофизических исследований строят карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта, карту концентрации керогена в породах нефтематеринских отложений в палеоусловиях на основе исследований керна, верифицируют соответствие кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования кинетики процесса термического разложения керогена по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта, затем проводят численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории, сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным исследований керна по конкретным скважинам, осуществляют численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте и строят карту потенциально достижимого порового давления в нефтематеринских отложениях на основе кинетики преобразования керогена и материального баланса, на основании карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта и карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта строят карту давления трещинообразования в нефтематеринском пласте, затем поточечно сравнивают ее с картой потенциально достижимого порового давления и выявляют перспективные зоны, в которых поровое давление достигает значений, равных давлению трещинообразования, при этом давление трещинообразования определяют на основании напряженно-деформированного состояния нефтематеринского пласта для модели разрыва на поверхности сферической поры.
Способ поясняется чертежами, где на фигуре 1 представлена карта значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта, на фиг.2 - кинетический спектр керогена типа II, на фиг.3 - термическая история нефтематеринского пласта Ю0 по данным региональных ГРР и бассейнового моделирования, на фиг.4 - карта современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта 3Д, на фиг.5 - карта современных температур пласта 3Д, на фиг.6 - карта рассчитанных значений концентрации керогена в нефтематеринском пласте 3Д в палеоусловиях, на фиг.7 - результаты верификации кинетического спектра и термической истории нефтематеринского пласта 3Д в ходе эволюции, на фиг.8 - карта потенциально достижимого порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты без учета сопутствующих процессов миграции углеводородов, на фиг.9 - карта давлений трещинообразования для нефтематеринского пласта 3Д для сферической поры.
Способ осуществляется следующим образом.
На выбранной площади проводят геофизические (ГИС) и промыслово-геофизические исследования (ПГИ) разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших интервал нефтематеринских отложений, в том числе кросс-дипольный широкополосный акустический (АКШ) и плотностной каротаж, охватывающий данный интервал. Проводят комплексный анализ и интерпретацию их результатов с получением упругих свойств нефтематеринского пласта (коэффициент Пуассона). Значения коэффициента Пуассона осредняют по мощности внутри интервала нефтематеринского пласта с получением эффективного значения для скважины (опорные данные). Строят карту значений коэффициентов Пуассона нефтематеринского пласта. Подготавливают входные данные для численного моделирования изменения порового давления в нефтематеринском пласте. Подготовка включает определение типа керогена по результатам лабораторного пиролиза керна, распространенного на рассматриваемой территории, определение его кинетического спектра на основе справочных данных для соответствующего типа керогена, определение термической истории рассматриваемого нефтематеринского пласта от момента его формирования до современного состояния, построение карты современных глубин залегания кровли рассматриваемых нефтематеринских отложений на основе данных 3Д сейсморазведки и ГИС, построение карты современных пластовых температур на рассматриваемой площади на основе данных ПГИ разведочных и эксплуатационных скважин, и построение карты концентрации керогена в нефтематеринском пласте в палеоусловиях на основе данных лабораторного пиролиза керна. Расчет концентрации керогена в палеоусловиях производят по формуле
0
S2=S2/(1-TR), где
S2 - содержание керогена в современных условиях,
TR - степень реализации нефтегенерационного потенциала керогена, которая определяется по формуле
0
0
TR=((HI-HI)/HI)×1200/(1200-HI), где
HI - водородный индекс в современных условиях,
0
HI - значение водородного индекса в палеоусловиях, фиксированное для выбранного типа керогена.
Термическую историю нефтематеринского пласта и историю погружения его кровли определяют на основе данных региональных работ по восстановлению палеоусловий осадконакопления и данных бассейнового моделирования. Делают ряд допущений о том, что на рассматриваемой площади распространен только один тип керогена, характеризующийся едиными кинетическим спектром и нефтегенерационным потенциалом. Также делают допущение о том, что термическая история пласта и история его погружения на данной площади также едины с локальной линейной перенормировкой кривых, описывающих изменение температуры и глубины залегания нефтематеринского пласта со временем, на их соответствующие современные значения. Верифицируют соответствие кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования процесса термического разложения керогена, распространенного в рассматриваемых нефтематеринских толщах, от момента их формирования до современного состояния по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта с учетом ее локальной перенормировки на основе традиционного подхода к моделированию кинетики преобразования керогена в жидкие и газообразные углеводороды (Chen Ζ., Liu X., Jiang Ch., Gou Q., Jiang Ch., Mort A. Inversion of source rock hydrocarbon generation kinetics from Rock-Eval data // Fuel, 194, 91-101, 2017). Далее осуществляют численное моделирование лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории рассматриваемого нефтематеринского пласта, при этом сопоставляют расчетные значения степени реализации нефтегенерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторных исследований керна на основе значений текущего водородного индекса, по конкретным скважинам. В качестве лабораторных исследований керна проводят лабораторный пиролиз. В случае соответствия результатов моделирования и лабораторного пиролиза керогена принятые его кинетический спектр и термическая история нефтематеринского пласта считаются корректными. Затем осуществляют численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте с использованием физико-математической модели, основанной на системе уравнений кинетики термического разложения твердого керогена в жидкие и газообразные углеводороды, материального баланса, включающего массообмен между твердой (кероген) и жидкой (и газообразной) фазами с соответствующим изменением порового давления за счет разницы в сжимаемости и плотности фаз в ходе нагрева и погружения нефтематеринского пласта (Jin Z.-H., Johnson S.E., Fan Z.Q. Subcritical propagation and coalescence of oil-filled cracks: Getting the oil out of low-permeability source rocks // GEOPHYSICAL RESEARCH LETTERS, 37, L01305, 2010). Результатом численного моделирования изменения порового давления в нефтематеринском пласте является карта потенциально достижимого порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты без учета сопутствующих процессов миграции углеводородов. Далее на основе карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта и карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта строят карту давления трещинообразования в нефтематеринском пласте, где давление трещинообразования для модели разрыва на поверхности сферической поры рассчитывается следующим образом:
frac
h
H
V
P=2T+3(Σ×(9-5ν)/(7-5ν)-Σ×(1-5ν)/(7-5ν)-Σ(1+5ν)/(7-5ν))-2αP,
где Τ - предел прочности породы на растяжение (считается независимым от давления), характерные значения составляют порядка 100 атм.,
h
Σ - минимальное горизонтальное напряжение,
H
Σ - максимальное горизонтальное напряжение (обычно на 5-10% превышает минимальное горизонтальное напряжение),
V
Σ - вертикальное напряжение (горное давление или вес вышележащих пород),
ν - коэффициент Пуассона (определяется в каждой точке на основе соответствующей карты),
α - коэффициент пороэластичности принимается равным 1 в силу заложенной модели точечных вкраплений керогена в водонасыщенной вмещающей глинистой породе,
Ρ - поровое давление в водонасыщенной глинистой вмещающей породе (рассчитывается, как гидростатическое давление в зависимости от глубины погружения кровли нефтематеринского пласта).
h
При этом минимальное горизонтальное напряжение (Σ) для нефтематеринского пласта рассчитывают по формуле
h
V
Σ=Σ×ν/(1-ν)+α×Ρ×(1-2ν)/(1-ν).
Соответствующее вертикальное напряжение (горное давление) рассчитывается по формуле
V
rock
Σ=ρ×g×H,
prock
где ρ - среднее (эффективное) значение плотности вышележащих пород (от поверхности до кровли нефтематеринского пласта), которое определяется стандартным способом по данным плотностного каротажа, охватывающего весь разрез от дневной поверхности до целевого нефтематеринского пласта,
g - ускорение свободного падения,
Η - глубина залегания кровли нефтематеринского пласта (определяется в каждой точке на основе соответствующей карты).
Затем осуществляют поточечное сравнение карты потенциально достижимого порового давления без учета процессов миграции углеводородов и карты давления трещинообразования. Критерием достаточной зрелости нефтематеринской породы с точки зрения развития процесса авто-флюидоразрыва принимают условие достижения (превышения) поровым давлением значений, равных давлению трещинообразования. Зоны, где такое условие не выполнено, можно считать неперспективными как с точки зрения развития процессов авто-флюидоразрыва, так и с точки зрения локализации перспективных зон.
Пример конкретного осуществления способа.
В качестве объекта исследований рассматривались отложения баженовской свиты, приуроченные к Салымскому своду (нефтематеринский пласт 3Д).
По результатам комплексного анализа и интерпретации расширенного комплекса ГИС и ПГИ, в том числе кросс-дипольный широкополосный акустический (АКШ) и плотностной каротаж, проведенных в разведочных и эксплуатационных скважинах, и охватывающих целевой интервал нефтематеринского пласта 3Д, получили кривые, описывающие распределение значений коэффициента Пуассона в нефтематеринском пласте 3Д по глубине в соответствующих скважинах. Характерный диапазон значений коэффициентов Пуассона для нефтематеринского пласта 3Д составил 0,15-0,3. Далее провели осреднение этих значений по мощности внутри интервала с получением эффективного значения во всех скважинах с кондиционными данными каротажей (опорные данные). На основе этих опорных данных, определенных в скважинах, т.е. в точках с координатами пересечения траекторий скважин с кровлей нефтематеринского пласта 3Д, средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения построили карту значений коэффициента Пуассона нефтематеринского пласта 3Д на рассматриваемой площади (фиг.1). При построении карты значений коэффициента Пуассона в качестве метода интерполяции использовался кокригинг с типичным радиусом вариограммы от 1000 м до 5000 м в зависимости от количества скважин, попадающих в рассматриваемый участок и плотности их распределения по площади.
В ходе подготовки входных данных для численного моделирования изменения порового давления в нефтематеринском пласте на основе результатов лабораторного пиролиза керна, отобранного в скважинах в интервале нефтематеринского пласта Ю0 на рассматриваемой площади, установили, что кероген, присутствующий в породе нефтематеринского пласта Ю0, соответствует типу керогена II. При этом начальное значение водородного индекса керогена НI0 в палеоусловиях было определено на уровне 670 мг/г углеводородов, что соответствует данному типу керогена.
На основе справочных данных базы данных «Petromod» компании Schlumberger определили кинетический спектр (фиг.2) для данного типа керогена (Pepper A.S. & Corvi P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen // Marine and Petroleum Geology, 12(3), pp.291-319, 1995).
На основе результатов предшествующих региональных работ для рассматриваемого региона по восстановлению палеоусловий осадконакопления определили термическую историю рассматриваемого нефтематеринского пласта Ю0 от момента его формирования до современного состояния по ряду скважин (фиг.3).
На основе данных ГИС с учетом результатов интерпретации 3Д сейсмических исследований с помощью программного обеспечения «Petrel» компании Schlumberger построили карту современных глубин залегания нефтематеринского пласта 3Д (структурная поверхность стратиграфической кровли). Основными реперами при корреляции разрезов скважин служили регионально выдержанные глинистые отложения - опорный отражающий горизонт баженовской свиты. Корреляция и детальное расчленение горизонта 3Д проводились на материалах каротажных диаграмм методов ГК, ПС, НК, БК, ИК. Характерные глубины залегания нефтематеринского пласта 3Д составили 2700-3100 м (фиг.4).
По результатам ранее проведенных ПГИ разведочных и эксплуатационных скважин получили замеры текущих пластовых температур в интервале нефтематеринского пласта 3Д. Характерные значения попали в диапазон 90-140 градусов Цельсия. На основе скважинных замеров средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения с использованием метода кокригинг построили карту современных пластовых температур (фиг.5).
На основе результатов лабораторного пиролиза керна нефтематеринского пласта Ю0 были получены значения современного содержания керогена в скважинах, характерный диапазон значений составил 10-100 мг/г. На основе формулы для расчета концентрации керогена в палеоусловиях были получены опорные данные по концентрации керогена, осредненные по мощности внутри интервала нефтематеринского пласта Ю0 с получением эффективного значения в точке скважины, характерный диапазон значений составил 50-210 мг/г. На основе этих опорных значений средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения с использованием метода кокригинг была построена карта концентрации керогена в нефтематеринском пласте Ю0 в палеоусловиях (фиг.6).
С учетом сделанных допущений была проведена верификация соответствия кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта. Для этого на основе традиционного подхода к моделированию кинетики преобразования керогена в жидкие и газообразные углеводороды сначала было проведено численное моделирование процесса термического разложения керогена, распространенного в рассматриваемых нефтематеринских толщах, от момента их формирования до современного состояния по определенной ранее термической истории (фиг.3) в скважинах с результатами лабораторного пиролиза керна нефтематеринского пласта 3Д. При этом кривая термической истории линейно масштабировалась на современное значение пластовой температуры в каждой рассматриваемой скважине. Далее было проведено численное моделирование лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории нефтематеринского пласта 3Д. При этом использовались фактические скорости нагрева при лабораторном пиролизе керна порядка 20 градусов Цельсия в минуту. По результатам численного моделирования процесса термического разложения керогена и численного моделирования лабораторного пиролиза керогена на основе расчетных значений водородного индекса была рассчитана степень реализации нефтегенерационного потенциала керогена, которая сопоставлялась с соответствующим значением, рассчитанным по данным лабораторного пиролиза керна на основе значений текущего водородного индекса в соответствующих скважинах (фиг.7). Численное моделирование процесса термического разложения керогена и численное моделирование лабораторного пиролиза керогена проводилось на основе численной схемы, реализующей уравнения кинетики термического разложения керогена. Сама численная схема была реализована на языке программирования Python. По результатам верификации кинетический спектр керогена и термическая история нефтематеринского пласта 3Д были приняты корректными.
Было проведено численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте 3Д с использованием физико-математической модели, основанной на системе уравнений кинетики термического разложения твердого керогена в жидкие и газообразные углеводороды, материального баланса, включающего массообмен между твердой (кероген) и жидкой (и газообразной) фазами с соответствующим изменением порового давления за счет разницы в сжимаемости и плотности фаз в ходе нагрева и погружения кровли нефтематеринского пласта 3Д. Входными данными для численного моделирования изменения порового давления служили построенные и определенные на стадии подготовки входных данных карты современных пластовых температур баженовской свиты (фиг.5), концентрации керогена в породах нефтематеринских отложений в палеоусловиях (фиг.6), верифицированные термическая история нефтематеринской породы в ходе эволюции (фиг.3) и кинетический спектр керогена (фиг.2). Численное моделирование изменения порового давления проводилось на основе численной схемы, реализующей вышеописанную систему уравнений. Сама численная схема была реализована на языке программирования Python. В результате была получена карта потенциально достижимого порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты без учета сопутствующих процессов миграции углеводородов (фиг.8). Диапазон расчетных значений потенциально достижимого порового давления без учета процессов миграции жидких и газообразных углеводородов составил 800-1500 атм.
На основе формул расчета давления трещинообразования для модели разрыва на поверхности сферической поры и построенных карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта 3Д и карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта 3Д была построена карта давления трещинообразования для нефтематеринского пласта 3Д для сферической поры (фиг.9), расчет значений проводился с использованием языка программирования Python. Диапазон расчетных значений давления трещинообразования составил 850-1100 атм. По результатам поточечного сравнения карты потенциально достижимого порового давления без учета процессов миграции углеводородов, полученной по результатам применения численного моделирования, и карты давления трещинообразования видно, что на картах локализуются зоны, где потенциально достижимое поровое давление превышает значение давления трещинообразования. Такие зоны были приняты перспективными. Считается, что в таких зонах степень зрелости нефтематеринской породы достаточна как для формирования жидких и подвижных углеводородов в достаточных количествах, так и для развития трещинообразования, включая миграционные процессы для углеводородов.
Предлагаемое изобретение позволяет точно определить локализацию потенциально продуктивных зон нефтематеринских пластов на уровне месторождений, что обеспечивает повышение эффективности бурения эксплуатационных скважин.