Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород–коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует взаимное распределение в ней коллекторов и неколлекторов.
Макрооднородным считают единичный пласт (горизонт) монолитного строения, залегающий в пределах залежи повсеместно и имеющий относительно постоянную мощность. Такие залежи встречаются редко.
Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии 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.
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).
Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 5) и схем детальной корреляции. В плане (по площади) она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 6), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки, на которых происходит слияние пластов (для горизонта) или пропластков (для пласта) с ниже– или вышележащими пластами или пропластками.
При однопластовом строении залежи, когда пласт пород–коллекторов относительно однороден по составу, но толщина его изменчива, коллекторы залегают на площади неповсеместно, прерывисто, пласт является зонально макронеоднородным [18]. Его строение иллюстрируется картой распространения коллекторов по площади. На карте показываются границы сплошного распространения коллекторов, также полулинз, линз, тупиковых зон, которые при стационарном заводнении и расположении скважин по основной равномерной сетке частично или полностью не включаются в процесс дренирования.
Зональная неоднородность при этом характеризуется двумя коэффициентами:
· коэффициент распространения коллекторов по площади (литологической выдержанности), характеризует степень прерывистости их залегания и охват пласта воздействием по площади
, (1)
где:
Si – площадь i–го участка, занятого коллектором;
S – общая площадь залежи.
Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов (пластов) путем отношения площади присутствия коллекторов данного интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности.
Чем больше Краспр, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по горизонтам. При вычислении Краспр необходимо построение карт распространения коллекторов.
При оценке прерывистости пласта для прогнозирования охвата пластов воздействием широко применяют метод, предусматривающий разделение всего эффективного объема на непрерывную часть, полулинзы и линзы. Критерием к отнесению объема (площади) служит расположение их относительно контура питания. Считается, что непрерывная часть пласта в процессе разработки будет полностью охвачена воздействием, полулинзы частично (зависит от плотности сетки добывающих скважин и их положения относительно нагнетательных), а линзы вообще не охвачены воздействием со стороны линии нагнетания.
Для количественной оценки степени сложности строения прерывистых, фациально изменчивых пластов, используют коэффициент сложности:
· коэффициент сложности площадного залегания коллекторов– отношение суммарной длины границ участков пласта, представленных коллекторами, к длине периметра залежи:
, (2)
где:
LПК – периметр (длина) границ, замещения коллекторов на неколлекторы или их выклинивание;
LЗ – периметр залежи (внешнего контура нефтеносности), включая участки коллекторов и неколлекторов.
Чем больше извилистость границ распространения коллекторов (больше LПК), тем больше образуется мелких тупиковых зон, охват вытеснением которых затруднен, и тем выше Кслож.
Установлено, что по неоднородным, прерывистым пластам по мере уплотнения сетки скважин коэффициент сложности Кслож постепенно снижается. Это указывает на то, что даже при самой плотной (из применяемых на практике) сетке скважин все детали изменчивости пластов еще остаются неизвестными. Поэтому по мере разбуривания эксплуатационного объекта (ЭО) сеткой добывающих скважин требуется постоянное уточнение Краспр и Ксложн.
При двухпластовом строении объект включает два в разной степени зонально неоднородных пласта, в некоторых местах возможно слияние их в единый пласт. В этом случае Красп и Ксложн оценивают по каждому пласту раздельно и затем находят суммарные величины для объекта в целом. Наряду с этим для объекта в целом определяют три коэффициента: песчанистости, расчлененности и слияния пластов.
Коэффициент песчанистостипредставляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины. Он показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта:
, (3)
где:
hэф и hобщ – средние значения эффективной и общей толщины пород.
При этом под общей мощностью продуктивного горизонта следует понимать мощность между его кровлей и подошвой вне зависимости от того, какими литологическими разностями будут представлены граничные слои.
Коэффициент расчлененностиопределяется для залежи в целом и характеризует среднее число песчаных прослоев, слагающих горизонт – отношение числа песчаных прослоев, суммированных по всем скважинам, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор:
, (4)
где:
l1, l2,… – число прослоев коллекторов в каждой скважине;
n – общее количество скважин, вскрывших коллектор.
В том случае, когда эксплуатационный объект представлен одним пластом песчаника, Красчл = 1.
При двухпластовом строении Красчл обычно < 2, т. к. в большинстве скважин присутствуют оба пласта, в некоторых скважинах имеется только один, а в некоторых есть оба, но они слиты в единый пласт. Кпесч в таком объекте < 1, т. к. между пластами–коллекторами имеется слой непроницаемых пород, входящий в общую толщину горизонта, но занимающий меньшую ее долю, чем пласты–коллекторы.
Для залежей, продуктивные пласты которых представлены частым переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в качестве параметра расчлененности О.К. Обухов [14] предложил использовать число прослоев коллекторов n в сочетании с эффективной мощностью. Это достигается путем совмещения карт двух указанных параметров, которое позволяет судить о степени монолитности продуктивного пласта в любой его точке.
Детальная корреляция продуктивных пластов показала, что глинистые или аргиллитовые разделы не обладают постоянством и не распространяются по всей площади залежи. На отдельных участках происходит выклинивание, в результате которого песчаники одного пласта контактируют с песчаниками ниже – или вышезалегающего пласта. Количество зон слияния зависит от условий седиментации осадков. Так как по ним в процессе разработки может происходить переток жидкости из одного пласта в другой, то совершенно необходимо установить количество, размеры и положение таких зон по всей площади залежи.
Коэффициент литологической связанности (слияния пластов) определяет зоны слияния двух смежных пластов–коллекторов.
Под Ксл понимается [9] отношение площадей слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности:
, (5)
где:
Sсл – площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями;
Sобщ – общая площадь залежи.
Чем выше величина этого коэффициента, тем больше суммарная площадь слияния двух смежных пластов и, следовательно, менее обосновано выделение их в самостоятельные пласты и тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по вертикали.
При равномерном расположении скважин по площади [6] Ксл примерно соответствует отношению числа скважин, в которых установлена литологическая связь пластов, вскрывших монолитный пласт песчаника (мощность которого равна или больше средней его мощности) nсв, к общему числу пробуренных скважин N.
Другими словами Ксл показывает долю скважин, в которых смежные прослои сливаются.
, (6)
где:
nсв – скважины, в которых песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями;
N – общее количество скважин.
Для каждого из пластов строятся те же графические иллюстрации, что и для однопластового объекта.
Многопластовые горизонтывключают в себя 3 – 6 и более как непрерывных, так и прерывистых в разной степени пластов с разной толщиной и проницаемостью коллекторов. Участки отсутствия коллекторов разных пластов часто не совпадают в плане. Различные пласты–коллекторы сливаются воедино в разных местах. Объект в целом представляет собой весьма сложное природное образование. Многопластовые объекты характеризуются теми же графическими иллюстрациями и коэффициентами, что и двухпластовые.
Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности с непроницаемыми породами предложено [14] определять коэффициент выклинивания Квыкл, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев–коллекторов hвыкл от эффективной мощности hэф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.
. (7)
При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев Квыкл =1.
Для практических целей целесообразно применять коэффициент выдержанности Кв, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:
. (8)
Показатели пространственной выдержанности пластов не в полной мере отражают степень геологической неоднородности залежи. С этой целью выделяют зональные интервалы или прослои, хорошо прослеживающиеся по всей площади месторождения. Затем строят карты распространения каждого выделенного прослоя, для которого определяют долю участия линз Vл, полулинз Vпл и непрерывной части пласта Vн с учетом направления движения жидкости по пласту в пределах одной и той же постоянной площади.
Под линзами в этом случае подразумеваются ограниченные со всех сторон непроницаемыми породами участки присутствия коллекторов.
Полулинзы вообще представляют собой участки прослоя, распространяемые за пределами залежи и выклинивающиеся внутри нее. С учетом положения разрезающего ряда за полулинзы могут быть приняты участки прослоя, открытые для поддержания давления только с одной стороны. За непрерывную часть принимают как площадь сплошного распространения прослоя, так и части площади, подвергающиеся воздействию нагнетания не менее, чем с двух сторон.
На многих месторождениях в геологическом разрезе выделяется несколько продуктивных горизонтов, приуроченных к единому или к разным стратиграфическим отделам с различающимися геолого–физическими особенностями.
При проектировании разработки месторождений с несколькими горизонтами и с многопластовым горизонтом необходимо обосновывать выделение эксплуатационных объектов (ЭО), требующих применения самостоятельных сеток скважин. По мере накопления материала о сложности геологического строения вновь вводимых месторождений и залежей подход к решению этой проблемы непрерывно корректируется.
Первоначально при наличии в разрезе месторождения среди других горизонтов одного многопластового наиболее высокопродуктивного горизонта, он выделялся в качестве самостоятельного первоочередного объекта.
При наличии двух – трех и более равноценных расчлененных высокопродуктивных горизонтов каждый из них выделялся в самостоятельный ЭО, а иногда в один объект объединялись и два горизонта. Впоследствии имели место случаи разукрупнения таких объектов с созданием дополнительной сетки скважин.
В дальнейшем на основе разработки многопластовых объектов с резким различием в проницаемости принадлежащих каждому из них пластов (прослоев) возникла идея о целесообразности выделения в подобных случаях высокопроницаемых и малопроницаемых слоев таких горизонтов в два самостоятельных ЭО с выбором для каждого из них соответствующей системы разработки.
По каждому выделенному объекту разработки необходимо подробное обоснование расположения и плотности размещения добывающих и нагнетательных скважин основного фонда и количества резервных скважин с определением оптимальных интервалов и методов перфорации.
В процессе разработки макронеоднородных объектов главная задача заключается в более полном включении всех частей продуктивных пластов в процесс дренирования, т.е. в достижении возможно более высокого коэффициента охвата дренированием (вытеснением), являющегося одним из основных коэффициентов, определяющих величину КИН. Необходимо обеспечивать в нагнетательных скважинах приемистость нагнетаемого агента всеми пластами, в добывающих скважинах – поступление нефти из всех пластов.
В настоящее время основная часть добычи нефти в России обеспечивается за счет залежей с повышенной продуктивностью, продолжительное время разрабатываемых с традиционным заводнением. На объектах, еще содержащих значительную часть извлекаемых запасов нефти, широко применяются гидродинамические методы управления разработкой для увеличения охвата дренированием путем преодоления макронеоднородности объектов целым рядом методов:
· бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин из числа резервных в частях объекта, которые не могут быть включены в разработку созданной системой скважин, – на линзах, в тупиковых зонах, на неработающих пластах многопластового объекта, на участках, не включенных в разработку между нагнетательными и добывающими рядами, в стягивающих рядах добывающих скважин в условиях применения систем разработки с «разрезанием» и др.;
· совершенствование систем заводнения – создание при необходимости дополнительных разрезающих рядов, очагов заводнения, перенос фронта нагнетания, организация раздельной закачки воды в пласты объекта, оптимизация давления на устьях нагнетательных скважин;
· применение эффективных технологий обработки призабойных зон – повторная перфорация, селективный гидроразрыв неработающих пластов (при карбонатном типе коллектора возможен в сочетании с соляно–кислотной обработкой), очистка с помощью термохимических методов, изоляция обводненных пластов;
· широкое применение метода нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков флюидов в пластах.
Все гидродинамические и другие методы управления процессом разработки залежи обосновываются с использованием ее статической и динамических моделей.
По залежам с большой площадью нефтеносности как при обычном заводнении, так и при других методах воздействия на пласты целесообразно на суммарной карте распространения коллекторов объекта выделить участки с отличающимися характеристиками макронеоднородности, разделенные зонами отсутствия коллекторов, линиями тектонических нарушений, с разными условиями залегания нефти и др. По каждому участку следует строить адресные модели – статическую и динамические – и обосновывать соответствующие технологические решения по системе, контролю, регулированию и показателям разработки.
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.
2.4 Метанеоднородность
В качестве элементов структуры на данном уровне выступают крупные части залежи, различающиеся по каким–либо наиболее общим свойствам, таким как характер насыщения, литологии и т.п. [8]. На рис. 7 показана метаструктура нефтегазовой залежи. Элементами залежи как системы на данном уровне служат различные зоны, которые могут быть выделены в пределах залежи по характеру насыщения, а также – в случае большой мощности продуктивных отложений – зональные интервалы, выделяемые из геологических (например, по характеру макронеоднородности) или технических соображений. При объединении нескольких залежей в один эксплуатационный объект число элементов метаструктуры увеличивается: в качестве элементов эксплуатационного объекта как единой системы будут выступать части всех залежей, объединенных в объект.
Пока единственным способом описания и отображения метанеоднородности является использование профильных разрезов и карт, на которых показаны границы элементов метауровня.
Изучение метанеоднородности позволяет решать следующие задачи:
· определить целесообразность объединения нескольких пластов (горизонтов, залежей) в один эксплуатационный объект;
· выбирать системы размещения добывающих и нагнетательных скважин как на отдельной залежи, так и на эксплуатационном объекте;
· обосновывать мероприятия по повышению эффективности разработки эксплуатационного объекта;
· оценивать энергетическую характеристику отдельной залежи и эксплуатационного объекта;
· геологически обосновывать целесообразность одновременно раздельной эксплуатации залежей на многопластовом месторождении;
· организовывать эффективный контроль за выработкой отдельных элементов как отдельных залежей, так и многопластовых эксплуатационных объектов.
Необходимо подчеркнуть, что существование охарактеризованных выше типов геологической неоднородности неосознанно, на интуитивном уровне ощущалось и ранее. Однако четко сформулированные представления отсутствовали, что приводило к нечеткости терминологии, неясности понятий и необоснованному использованию характеристик одного структурного уровня для решения задач, относящихся к другому структурному уровню. В настоящее время наиболее широко изучается геологическая неоднородность нефтегазонасыщенных пород и пластов на ультрамикроуровне, микроуровне и макроуровне. Мезо– и метауровням уделяется меньше внимания, хотя знания о первом крайне важны для решения задач повышения нефтегазоотдачи, а знания о втором – для выделения эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях.
Дальнейшее развитие методики изучения, описания и учета данных о геологической неоднородности – одно из важнейших направлений исследований в нефтегазопромысловой геологии.
3. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
На современном этапе исследования можно выделить следующие методы изучения геологической неоднородности пластов: геолого–геофизические, экспериментальные исследования и гидродинамические.
3.1 Лабораторно–экспериментальные исследования
Правильно поставленные экспериментальные исследования могут в значительной степени способствовать изучению условий фильтрации жидкости в различных по проницаемости пористых средах, количественной оценке неоднородности литологически изменчивых пластов и определению оптимальной величины вытеснения нефти из различных по физическим свойствам пород–коллекторов.
Большинство лабораторных исследований вытеснения нефти из пористых сред проводится на однородных моделях без соблюдения условий физического подобия.
При экспериментальных исследованиях неоднородных пластов обычно моделируют слоистое строение по вертикали и не учитывают изменение физических свойств пород по площади. Поэтому, как правильно указывает ряд исследователей, необходимо схематизировать пласты в лабораторных условиях так, чтобы они обладали и слоистым строением, и неоднородностью по горизонтали. Необходимо также совершенствовать принципы моделирования неоднородных пористых сред и изучать закономерности вытеснения нефти в условиях, приближающихся к естественным.
Американские исследователи изучают начальные характеристики проницаемости и пористости только что образовавшихся отложений различного происхождения и связи наблюдаемой неоднородности с характером осадкообразования.
Большое влияние на величину коэффициента вытеснения должны оказывать структурные характеристики породы. Экспериментальных исследований, посвященных изучению этого вопроса, к настоящему времени известно очень мало.
Указание на то, что структура порового пространства влияет на эффективность процесса заводнения, имеется в работах П. П. Авдусина и М. А. Цветковой, которые для характеристики структуры порового пространства предложили коэффициент Ф:
, (9)
где:
R – радиус исследуемой под микроскопом площади плоскопараллельного шлифа;
Пэ – эффективная пористость исследуемой площади породы, определяемая интеграционным методом;
l1, l2, l3, – длина периметров сечений поровых каналов.
Обычно под структурой порового пространства понимаются особенности строения пустот твердого тела и характер их распределения по объему породы. Строение пустот твердого тела может отличаться формой, размерами, количеством пор, поверхностью стенок, степенью и характером сообщаемости. Структура порового пространства оказывает заметное влияние на характер и направление физических и химических процессов, происходящих в пористой среде.
Экспериментальное изучение механизма вытеснения водой нефти, содержащей полярные компоненты и твердую фазу, показало, что ньютоновские и неньютоновские нефти имеют различные механизмы вытеснения.
Нефтесодержащие породы отличаются большим разнообразием состава, характером цемента и физическими свойствами. Поэтому по каждой нефтегазоносной области экспериментальные исследования должны быть направлены на изучение зависимости нефтеотдачи от минералогического состава коллекторов, вещественного состава и характера цемента, гранулометрии и физических свойств проницаемых пород.
В настоящее время эти исследования проводятся по ограниченному числу нефтяных залежей, являются слишком длительными, и результаты их не всегда используются при проектировании разработки месторождений.
Экспериментальные исследования должны охватывать все типы коллекторов с тем, чтобы полученные результаты были представительными. Эксперименты не следует ограничивать определением величин вытеснения нефти, они должны быть продолжены в направлении более углубленных исследований характера размещения остаточной нефти в поровом пространстве с тем, чтобы наметить пути дальнейшего физико–химического воздействия на остаточную нефть с целью дополнительного извлечения ее из недр. Необходимо отметить, что экспериментальные исследования, моделирующие процесс вытеснения нефти, должны проводиться на естественных кернах (при пластовом давлении и пластовой температуре), имеющих различную проницаемость и представляющих различные типы пород–коллекторов. Кроме того, эти исследования должны моделировать процесс вытеснения нефти по площади, который невозможен без знаний коллекторских свойств пород.
Наиболее объективное и детальное представление о физических свойствах пород можно получить в результате исследования образцов керна лабораторными методами.
При лабораторных исследованиях определяют такие величины, как пористость, проницаемость, гранулометрический состав, карбонатность, водонасыщенность. Само по себе определение всех этих величин в достаточной степени дает объективную оценку неоднородности изучаемого объекта пласта. Однако из–за ограниченного отбора керна возникают значительные трудности в привязке данных этих исследований к разрезу скважин, поэтому прежде чем распространять значения параметров пласта на весь объем залежи или же отдельной ее части, необходимо провести тщательную привязку исследованных образцов керна. В результате привязки керна в продуктивном разрезе выделяются прослои коллекторов и неколлекторов. Данные лабораторного анализа кернов можно использовать при построении карт пористости и проницаемости, а также для характеристики распределения и средних значений этих параметров с целью учета их при гидродинамических расчетах.
С целью эффективного использования лабораторно–экспериментальных исследований для подсчета запасов нефти и составления проектов разработки нефтяных месторождений необходимо от исследования единичных кернов переходить к изучению коллекторских и фильтрационных свойств всех пластов и пропластков нефтяной залежи на основе сплошного отбора кернов по всему разрезу изучаемого горизонта.
3.2 Промыслово–гидродинамические методы
Неоднородность пласта может оказывать влияние на течение жидкости и тесно связанное с ним давление. Поэтому, организовав точные наблюдения за изменением давления при исследованиях, можно получить исходные данные о характере и степени неоднородности пласта. Впервые на эти возможности указал В.П. Яковлев, а эти работы получили название гидроразведки.
Гидродинамическими исследованиями определяют такие весьма важные при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений параметры, как коэффициенты гидропроводности, пьезопроводности, продуктивности и приемистости. Эти параметры позволяют оценивать степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади, а также оценивать нефтенасыщенность пород. Для этого используют метод восстановления (падения) давления, гидропрослушивание и метод установившихся отборов.
Метод восстановления (падения) давления основан на наблюдениях изменения забойного давления и дебита скважин после их работы на установившемся режиме. Интерпретация полученных данных позволяет определить гидропроводность прискважинной (kh/µ) и удаленной зон пласта (χ/r02). Для оценки параметра необходимо воспользоваться геофизическими данными об эффективной мощности пласта, пористости и лабораторными определениями коэффициентов сжимаемости пластовой жидкости и самой породы пласта.
Метод гидропрослушивания основан на наблюдениях изменения давления в реагирующих простаивающих скважинах или режима работы реагирующих эксплуатационных скважин при изменении режима работы возмущающих скважин. При этом режим возмущающих скважин может изменяться произвольно. Этим методом определяют среднее значение параметров гидропроводности kh/µ и пьезопроводности χ на участке между двумя исследуемыми скважинами.
Исследование скважин методом установившихся отборов (метод пробных откачек) позволяет в первую очередь определить коэффициент продуктивности и выявить характер притока жидкости в скважину, т.е. определить показатель фильтрации.
В результате гидродинамических исследований можно оценить такие важные параметры, как проницаемость и гидропроводность, значения которых используются при построении соответствующих карт. В последнее время все большим распространением пользуются карты гидропроводности. Эти карты после увязки их с лабораторными анализами кернов используют при анализе и контроле за разработкой нефтяных месторождений, а также при изучении особенностей распространения коллекторов.
Рассмотренные гидродинамические методы позволяют получать лишь среднее значения параметров по площади, однако при изучении неоднородности пластов, особенно при решении задач, связанных с регулированием процесса разработки, требуется знание изменения фильтрационных свойств пласта по разрезу. В этом случае очень важное значение приобретают измерения притока или поглощения жидкости глубинными дебитомерами и расходомерами.
Получаемые профили приемистости и профили продуктивности при достаточно совершенном проведении исследовательских работ дают картину распределения фильтрационной характеристики пласта по разрезу в непосредственной близости от скважин. В комплексе с данными анализов керна и геофизическими исследованиями по определению кол лекторских свойств эти результаты позволяют достаточно объективно выделить проницаемые участки разреза и одновременно оценить возможность опережающей выработки запасов нефти по этим участкам.
3.3 Геолого–геофизические методы
Геолого–геофизические методы изучения неоднородности пластов являются основными, дающими возможность построить необходимый комплекс карт, отображающих литологическую изменчивость пластов.
К этой группе методов изучения геологической неоднородности пластов относится весь комплекс исследований по обработке фактического материала, полученного в процессе бурения скважин, включая обработку данных анализа кернов и результатов интерпретации промыслово–геофизических исследований скважин.
Этими методами производятся детальное изучение разреза залежи, его расчленение и корреляция разрезов скважин с учетом литолого–петрографической, палеонтологической и промыслово–геофизической характеристик пород. Конечным результатом геолого–геофизических методов являются как геологические профили и литологические карты, отображающие особенности строения продуктивных пластов по разрезу и по площади, так и выявленные зависимости между отдельными параметрами пластов.
Первый и наиболее важный этап при изучении неоднородности пластов геолого–геофизическими методами – расчленение продуктивного горизонта (пласта) на отдельные пласты (пропластки), если он сложен серией литологических изменчивых песчано–алевритовых пород, а также их корреляции по площади. При этом следует отметить, что корреляция должна касаться одновозрастных участков разреза, ибо изучение литолого–петрографической и промыслово–геофизической характеристик разновозрастных частей разреза с целью выявления особенностей и закономерностью в их строении может привести к серьезным ошибкам и неправильным выводам.
Одна из первых задач при общей корреляции, которую обычно проводят в период разведки месторождения при редкой сетке скважин, – выделение в разрезе маркирующих горизонтов или пластов (иначе «реперов»), имеющих определенное стратиграфическое положение в разрезе и выделяющихся по всему комплексу геологических и геофизических данных. В период общей корреляции необходимо использовать и данные других исследований и анализов (минералогического, макро– и микро фаунистического, споро–пыльцевого).
Для более плотного познания сложной картины строения литологических, неоднородных пластов и осуществления рациональной разработки важное значение приобретает детальная (зональная) корреляция. В процессе детальной корреляции в разрезе продуктивных горизонтов (эксплуатационных объектов) выделяют зональные интервалы, которые характеризуются аналогичной конфигурацией кривых промыслово–геофизических исследований и идентичными литолого–физическими свойствами, выдерживающимися на более или менее значительной площади залежи. Безусловно, для проведения такой работы необходима значительная разбуренность залежи.
Зональная корреляция дает возможность выяснить распространение по площади каждого отдельного зонального интервала, определить границы его распространения, изменчивость коллекторских свойств и т.д., данные которых могут быть положены в основу построения зональных карт, дающих первое представление о зональной неоднородности пластов.
Литолого–физические свойства пород при корреляции терригенных отложений хорошо отражают донные электрометрических и радиометрических исследований скважин, дающие наиболее полную в смысле представительности сравнительную характеристику свойств пород. Кроме того, в условиях ограниченного отбора керна геофизические исследования обеспечивают непрерывную характеристику вскрываемых скважиной пластов. Основным критерием при сопоставлении разрезов скважин терригенных отложений по геофизическим данным является электрическая характеристика разреза.
Если в разрезе изучаемой продуктивной толщи имеются четкие электрические реперы или хорошо выдерживающиеся по простиранию отдельные пачки глин или песчаных пород с устойчивой геоэлектрической характеристикой, причем сохраняется определенная последовательность напластования литологически различных пород в пачке, то можно достаточно уверенно сопоставлять между собой разрезы ряда скважин только по диаграммам стандартного каротажа без применения других методов корреляции.
При изучении более сложного разреза диаграмм стандартного каротажа оказывается недостаточно, поэтому в этих случаях привлекаются результаты других геофизических методов, которые позволяют более точно увязать разрезы скважин, уточнить литологический состав пластов, трудно расчленяемых по данным стандартного каротажа.
Вследствие того, что изменение диаметра скважин в процессе бурения тесно связано с литологическим составом пород, слагающих разрез, то эта особенность может быть использована как для уточнения литологического состава пластов, трудно расчленяемых по данным стандартного каротажа, так и при корреляции.
Параллельно с корреляцией пластов необходимо строить геологические профили, позволяющие проследить взаимосвязь различных продуктивных пластов по разрезу и по площади, а также оценить количественно прерывистость пластов, учет которой необходим при расчете технологических показателей разработки и коэффициента нефтеотдачи [1]. Геологические профили обычно проводят по направлениям, наиболее полно отражающим особенности строения залежи [6].
Геолого–промысловая практика изучения геологического строения месторождений показала целесообразность построения, кроме геологических профилей и схем корреляции, следующих карт:
· общих мощностей горизонта (пласта), на которых показывают суммарные мощности только проницаемых прослоев – коллекторов. При этом если коллекторы выклиниваются, а скважины более или менее равномерно покрывают площадь, нулевую линию проводят на половине расстояния между скважинами. При проведении линии нулевой мощности необходимо учитывать выявленные закономерности в изменении эффективных мощностей [10];
· распространения коллекторов или зональных интервалов, на основе которых оценивают прерывистость продуктивных пластов. Чаще всего такие карты совмещают с картами эффективных мощностей;
· распространение зон слияний пластов, которые позволяют установить возможные зоны перетоков нефти или обводнения за счет слияния с водоносным горизонтом;
· пористости и проницаемости, используемых для изучения характера и закономерностей изменения коллекторских свойств пластов. Эти карты составляют лишь в тех случаях, когда по залежи накоплен большой фактический материал, которым более или менее равномерно освещена вся площадь месторождения и если значения указанных параметров значительно изменяются по площади;
· геофизических параметров, характеризующих коллекторские свойства пластов, например αПС.
Указанный перечень карт не является необходимым минимумом. В каждом конкретном случае необходимо учитывать особенности геологического строения и четко определять задачи дальнейших исследований.
4. МЕТОДЫ ОТОБРАЖЕНИЯ ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Специалисты, осуществляющие промыслово–геологические исследования, должны владеть методами получения, обобщения, анализа и отображения разносторонней информации о залежах. Структурные построения при поисках нефти и газа призваны создать графическую модель формы и внутреннего строения природных геологических тел — осадочно–породных бассейнов, отдельных частей осадочного чехла, пластов и частей пластов, заполненных различными флюидами.
О геологическом строении, которому уделяется особое внимание при изучении залежи, судят по профильным разрезам и картам.
4.1 Расчленение продуктивной части разреза скважин и выделение пластов–коллекторов
При расчленении продуктивной части разреза скважины выделяются слои различного литологического состава, устанавливается последовательность их залегания, а также определяются коллекторы и непроницаемые разделы между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методов изучения разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий. Данные геофизических исследований увязываются с данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна). Электрические методы являются одними из обязательных методов исследования в необсаженном стволе скважин.
Электрические методы исследования основаны на изучении электромагнитных полей различной природы в горных породах.
По происхождению изучаемого поля методы электрометрии скважин делятся на две большие группы – естественного и искусственного электромагнитного поля, а по частоте поля – на методы постоянного и переменного поля. Наиболее информативным промыслово–геофизическим методом для получения литологической информации при исследовании терригенных пород получил метод потенциалов поляризации.
Методы потенциалов (UПС) самопроизвольной поляризации горных пород основаны на изучении естественных электрохимических процессов, протекающих на границах между скважиной и породами, а также на границах между пластами различной литологии в разрезе скважины [5].
Таким образом, «естественные электрические поля в скважинах возникают благодаря протеканию на границе между породой и буровым раствором, а также между пластами различных электрохимических процессов, обусловленных диффузией солей, фильтрацией жидкости и окислительно–восстановительными реакциями [3]. Эти естественные электрические поля фиксируются электродом при его перемещении в необсаженном стволе скважины и записываются в виде кривой, показывающей относительное изменение величины естественного потенциала по глубине скважины. На кривой ПС могут быть выделены участки, соответствующие высокодисперсным компонентам, в первую очередь, глинистого материала, обладающего высокой адсорбционной способностью, а также участки, характеризующиеся низкой адсорбционной способностью и отвечающие наличию в разрезе низкодисперсных образований – неглинистых песчаных пород–коллекторов. Первые отличаются отклонением кривой ПС в сторону положительных, а вторые – в сторону отрицательных значений [2, 13].
Диаграмма ПС не имеет нулевой линии. Горизонтальный масштаб зарегистрированный кривой ПС указывается числом миллиВольт, приходящимся на отрезок 2 см. Знаками «+» и «–», помещаемыми по краям этого отрезка указывается полярность кривой ПС. Отсчет берут справа налево.
На характер кривой ПС могут влиять такие факторы, как минерализация пластовых вод, химический состав бурового раствора, масштаб записи. Чтобы исключить влияние этих факторов используются не абсолютные значения ПС в мВ, а относительные – αПС.
Как известно, αПС представляет собой отношение значений кривой ПС изучаемого пласта к ее максимуму. Для этого на участке изучаемого разреза скважины с максимальным абсолютным значением ПС выделяют два опорных пласта (рис. 8). Первым опорным пластом служат морские глины, характеризующиеся минимальным отклонением ПС. Линию глин принимают за нулевую. Вторым опорным пластом служат чистые неглинистые песчаники, обладающие высокой пористостью и проницаемостью. Они отражаются на кривой ПС максимальными отклонениями. По максимальному отклонению кривой ПС проводят вторую линию, параллельную первой.Линию песков принимают за единицу.
Расстояние между линиями глин и песков разделяется на пять отрезков (через значение αПС = 0,2), а также проводится линия αПС = 0,5, принятая за условную границу (кондиционное значение αПС) между песчаными и алеврито–глинистыми породами.
Дата добавления: 2015-03-17; просмотров: 7052;