Transcript Методология проектирования геолого

ФГУП «ЗапСибНИИГГ»
Методология проектирования геологотехнических мероприятий по
повышению эффективности юрских
залежей нефти на основе создания
принципиально новой геологопетрофизической модели
продуктивных пластов
1
Распределение извлекаемых запасов по
геологическим комплексам
Распределение начальных извлекаемых запасов Западно-Сибирской
НГП по геологическим комплексам
78.5%
Начальные
извлекаемые
запасы ЗападноСибирской НГП
20.8%
0.3%
0.4%
мел
юра
триас
палеозой
Распределение текущих извлекаемых запасов Западно-Сибирской
НГП по геологическим комплексам
Текущие
извлекаемые
запасы ЗападноСибирской НГП
71.6%
27.5%
0.4%
0.5%
мел
юра
триас
2
палеозой
В настоящей работе рассмотрены и
проанализированы следующие основные задачи:
1. Выделение классов пород-коллекторов юрских отложений на
основе детального анализа литолого-петрофизических
характеристик продуктивных пластов;
2. Подготовка петрофизических данных (создание
петрофизических мультиалгоритмов определения ФЕС) по каждому
из выделенных классов пород для целей геологического и
гидродинамического моделирования;
3. Создание и апробация методики построения цифровой
геологической модели на основе новой петрофизической модели;
4. Создание и апробация методики построения гидродинамической
модели на основании новой геологической модели;
5. Выбор оптимальной технологии разработки юрских залежей
нефти на основании многовариантного гидродинамического
моделирования.
3
Распределение пор по размерам V/Vn и долевое
участие пор в фильтрации по классам коллекторов
Количество
Класс пород по
исследований
проницаемости,
образцов,
10-3мкм2
шт
1-4
4-10
10-20
>20
5
3
3
2
Радиус пор по проницаемости,
мкм
Распределение
Доля пор, %
Доля
фильтрации,
Доля пор, %
Доля
фильтрации,
Доля пор, %
Доля
фильтрации,
Доля пор, %
Доля
фильтрации,
%
%
%
%
0,07-0,5
91,5
2,5
7,5
5,0
1,0
10,0
0,0
20,0
0,0
0,0
47,5
35,4
0,0
0,0
80,9
16,0
2,5
0,4
0,2
0,0
40,5
27,6
16,2
15,7
69,6
18,4
9,7
1,1
1,2
0,0
14,4
23,3
10,1
52,2
56,2
19,0
16,5
6,2
2,1
0,0
6,4
21,2
33,2
39,2
Средний
диаметр
пор,
мкм
Характеристика
по Апс
2,4
<0,75
3,1
0,75-0,9
4,2
0,9-0,95
5,3
0,95-1,0
Детальные исследования показали, что разница в темпах выработки разнопроницаемых сред
определена различным механизмом вытеснения нефти водой. В крупных порах вытеснение нефти
осуществляется под воздействием гидродинамического градиента и гравитационных сил. В
низкопроницаемых средах, вытеснение нефти происходит в режиме «капиллярной пропитки» в
направлении трещин, приуроченных к зонам разуплотнения, с дальнейшей фильтрацией нефти по
высокопроницаемым прослоям, зачастую представленным трещинами техногенного генезиса.
4
Относительное превышение частот работающих
интервалов
над неработающими
0,15
0,1
Вероятность, д.ед
0,05
0
0
4
8
15
25
40
60
80
-0,05
100
??? ???
Граничные значения
проницаемости, разделяющие
различные типы пород
-0,1
??? ??
-0,15
-0,2
-0,25
НФП
ВФП
-0,3
Кпр, мД
Такие выводы подтверждаются как данными капилляриметрии, так и результатами
промыслово-геофизических исследований, которые показывают, что вероятность подключения
в разработку пропластков с проницаемостью выше 4*10-3мкм2 в 2 раза превышает аналогичный
показатель пропластков с проницаемостью от 1 до 4 *10-3мкм2.
5
Зависимость удельного расхода нефти от градиента
давления на образцах керна с разными ФЕС
Градиент давления, МПа/м
80
60
4*10-3 мкм2
1,14*10-3 мкм2
2,67*10-3 мкм2
7,8*10-3 мкм2
40
15,8*10-3 мкм2
20
25*10-3 мкм2
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Удельный расход нефти, см /мин.
3
Зона слабодренируемого коллектора;
Зона активнодренируемого коллектора
Полученные результаты подтверждаются и данными потоковых экспериментов по
вытеснению нефти водой на образцах керна.
- при низких значениях проницаемости (до 4*10-3мкм2) движение флюида крайне затруднено
- при увеличении градиента давления до 50 МПа/м на образцах керна проницаемостью 2,67*10-3мкм2
удельный расход нефти составил лишь 1,5 см3/мин.
6
Таким образом, на основании промысловых и лабораторных
исследований можно сделать вывод о различных классах пород,
охарактеризованных принципиально разными
фильтрационными характеристиками:
1. Породы с проницаемостью 1-4*10-3 мкм2 – коллектора с низким
фильтрационным потенциалом (НФП), где фронтальное вытеснение нефти крайне
затруднено (извлечение нефти в данном типе коллекторов преимущественно
осуществляется в режиме капиллярной пропитки);
2. Породы с проницаемостью более 4*10-3 мкм2 – коллектора с высоким
фильтрационным потенциалом (ВФП), вытеснение в которых преимущественно
происходит за счет фронтального вытеснения.
Принципиальные различия в фильтрационных характеристиках коллекторов
должны определять и различные подходы к их разработке. Для этого в первую
очередь требуется установить их геометрическое распространение в объеме пласта.
Поэтому следующим этапом исследований является задача идентификации коллекторов
по данным геофизических исследований скважин.
7
Распределение содержания каолинита в глинистом цементе
пород-коллекторов
Между отношением водородосодержания твердой фазы (Wтв) и αпс по керну и содержанием
каолинита установлена корреляционная связь, позволяющая дифференцировать породы коллекторы
по содержанию каолинита методами ГИС (НКТ+ПС).
По соотношению Wтв/αпс (по керну) выделяются следующие градации коллекторов:
1 группа - Wтв/ αпс < 0,1;
2 группа - Wтв/ αпс=0,1-0,25;
3 группа - Wтв/ αпс= 0,25-0,35 при αпс не менее 0,4.
8
Зависимость коэффициента проницаемости от
относительной аномалии ПС
В соответствии с вышеприведенным разделением коллекторов на группы зависимости Кпр=f(αпс)
выглядят следующим образом:
для 1-й группы (сод-е каолинита более 75%) – Кпр=0,0902е7,2878*αпс (R2=0,3222)
(проницаемость <4*10-3мкм2)
для 2-й группы (сод-е каолинита 55-75%) – Кпр=0,0069е9,5416*αпс (R2=0,5634)
(проницаемость 1-4*10-3мкм2)
для 3-й группы (сод-е каолинита менее 55%) – Кпр=0,0755е4,2689*αпс (R2=0,3342)
9
(>1*10-3мкм2)
Вероятность вовлечения в разработку
продуктивного пласта
в зависимости от типа коллектора
Тип
Коэффициент работающей
толщины в добывающих
скважинах
Коэфициент принемающей
толщины в нагнетательных
скважинах
ВФП
0,701
0,771
НФП
0,272
0,212
коллектора
Предложенный подход определения ФЕС пород коллекторов с использованием
петрофизических мультиалгоритмов, позволил более точно идентифицировать породы коллекторы по выделенным выше классам - с высоким (ВФП) и низким фильтрационными
потенциалом (НФП).
10
Зависимость остаточного нефтенасыщения
от содержания каолинита по образцам керна
Кн. ост., %
50
40
НФП
30
Кон.=39,1
20
60
64
68
72
Содержание каолинита, %
ВФП
Кон.=30,3
76
80
11
3D Моделирование
В результате были построены две экспериментальные
трехмерные секторные геолого-гидродинамические
модели основанные на старых и новых
петрофизических алгоритмах, основной целью которых
была оценка влияния выявленных особенностей
геологического строения по классам коллекторов,
различия в этих классах физико-динамических
характеристик пород.
Основным различием между рассматриваемыми
моделями, кроме приведенного выше
принципиально разного подхода к построению
геологической модели, являлось также и то, что
физико-динамические характеристики
коллекторов задавались дифференцированно по
выделенным классам пород.
12
Сопоставление отклонения расчетных технологических
показателей от фактических значений
10
невязка по нефти (модель 1)
невязка по нефти (модель 2)
невязка по добычи нефти, %
8
6
4
2
0
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
-2
-4
Суммарное отклонение от фактически накопленной добычи по нефти составило лишь 0.1%, в
то время как по модели, построенной по стандартной технологии, отклонение составляет 5.4%.
Максимальные текущие пошаговые (годовые) отклонения по второй модели по нефти не
превысили 2.3%, по «стандартной» модели отклонение составило 9.5%.
13
Геолого-технологические мероприятия
Для зон распространения коллекторов с преобладанием классов пород, характеризующихся ВФП,
(фронтальное вытеснение нефти), необходимо бурение горизонтальных скважин, применение
методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации притоков жидкости из скважин. То
есть, таких методов, которые направлены на создание равномерного фронта вытеснения,
обеспечивающего максимальный коэффициент охвата выработкой продуктивных пластов.
Принципиально другие методы необходимо применять для того, чтобы обеспечить эффективное
извлечение из коллекторов, представленных преимущественно породами с НФП.
-одним из основных способов разработки данного типа коллектора является проведение
массированного и большеобъемного гидроразрыва пласта (корректируя процесс ГРП в
соответствии с направлением развития трещиноватости продуктивных горизонтов, что технически
обеспечивается проведением ориентированной перфорации скважин перед ГРП);
-применение методов перфорирования скважин, таких как big hole, DYNAWELL (обеспечивающие
создание большого отверстия в эксплуатационной колонне и максимальной удельной поверхности
перфорационного канала).
14
ФГУП «ЗапСибНИИГГ»
Методология проектирования геологотехнических мероприятий по
повышению эффективности юрских
залежей нефти на основе создания
принципиально новой геологопетрофизической модели
продуктивных пластов
15
Архив
16
Относительная проницаемость
1,0
0,8
0,6
0,4
Фазовые кривые для ВФП
Фазовые кривые для НФП
0
0
20
40
60
Водонасыщенность, %
80
100
Формы фазовых кривых для различных типов коллекторов по юрским
отложениям Нижневартовского района.
17
18
1. Выделялись пласты-коллекторы в каждом из четырех объектов (пласты Ю11, Ю12,
Ю13, Ю2) по критерию aПС > 0,4;
2. В пластах-коллекторах скважин с качественными диаграммами радиометрии (НКТ и
ГК) рассчитывались относительные аномалии (ПС) и двойные разностные
параметры (ГК, НКТ);
3. По данным нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НКТ), используя
двойной разностный параметр, в котором Jнктmax в плотных
карбонатных пластах
соответствует 4% водородосодержания, а Jнктmin
в глинах - 35%, определялось
суммарное водородосодержание пород (WS);
4. Коэффициент пористости определялся по зависимости Кп = f(aПС), принятой при
подсчете запасов Кп=5,757αпс + 10,83;
5. Водородосодержание твердой фазы рассчитывалось по формуле:
Wтв = (WS - Кп)/ (1-Кп);
6. Рассчитывался «параметр глинистости», равный отношению Wтв/aпс;
7. Коэффициент проницаемости рассчитывался по значению относительной
аномалии ПС (пс) с использованием зависимостей Кпр= f (пс) для каждой из трех групп
коллекторов, построенных по результатам исследования керна.
19
Сопоставление отклонений расчетных технологических
показателей от фактических значений
Максимальное отклонение
технологических
показателей по истории
расчета от фактических
значений, %
Суммарное отклонение
технологических
показателей на конец
расчета, %
Добыча
Добыча Добыча Обводнен Добыча
Обводнен
жидкост
нефти жидкости -ность
нефти
-ность
и
Модель
1
Модель
2
10
9,5
4,7
18,9
5,4
0,3
49,5
2,3
1,4
2,5
0,1
0,1
0,2
невязка по нефти (модель 1)
невязка по нефти (модель 2)
невязка по добычи нефти, %
8
6
4
2
0
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
-2
20
-4
• Детальные исследования показали, что разница в
темпах выработки разнопроницаемых сред
определена различным механизмом вытеснения
нефти водой. В крупных порах вытеснение нефти
осуществляется под воздействием
гидродинамического градиента и гравитационных
сил. В низкопроницаемых средах, вытеснение нефти
по-видимому происходит в режиме «капиллярной
пропитки» в направлении трещин, приуроченных к
зонам разуплотнения, с дальнейшей фильтрацией
нефти по высокопроницаемым прослоям, зачастую
представленным трещинами техногенного генезиса
21
Таким образом, на основании промысловых и лабораторных исследований можно выдвинуть
гипотезу о существовании различных классов пород, охарактеризованных принципиально
различными фильтрационными характеристиками:
1. Породы с проницаемостью менее 1*10-3 мкм2 – этот тип относится к некколлекторам;
2. породы с проницаемостью 1-4*10-3 мкм2 – коллектора с низким фильтрационным
потенциалом (НФП), где фронтальное вытеснение нефти крайне затруднено.
Гипотетически извлечение нефти в данном типе коллекторов преимущественно
осуществляется в режиме капиллярной пропитки;
3. породы с проницаемостью более 4*10-3 мкм2 – коллектора с высоким
фильтрационным потенциалом (НФП), вытеснение в которых впреимущественно
происходит за счет фронтального вытеснения.
Очевидно, что такие принципиальные различия в фильтрационных характеристиках
коллекторов должны определять и различные подходы к их разработке. Для этого в
первую очередь требуется установить их геометрическое распространение в обьеме
пласта. Поэтому следующим этапом исследований является задача идентификации
коллекторов по данным геофизических исследований скважин.
22
В работах многих исследователей отмечается, что в процессе образования вторичного каолинита в
глинистом цементе пород-коллекторов происходит резкое улучшение ФЕС. Более того, решающую роль в
характере зависимости коэффициентов пористости от коэффициента проницаемости играет содержание
каолинита. На примере многих месторождений Западной Сибири зависимости Кп = f(Кпр) четко
дифференцируются по содержанию каолинита.
Породы-коллекторы пластов Ю1 и Ю2 Хохряковского месторождения в глинистом цементе содержат
хлорит, гидрослюду и каолинит, при этом преобладает каолинит. Как и на других месторождениях, в
изучаемых породах проявилась четкая закономерность — с ростом содержания каолинита возрастает
проницаемость. Наблюдаются также дифференциации зависимостей коэффициентов пористости и
проницаемости при различном содержании каолинита.
Между отношением водородосодержания твердой фазы (Wтв) и αпс по керну и содержанием
каолинита установлена корреляционная связь, позволяющая дифференцировать породы коллекторы
по содержанию каолинита методами ГИС (НКТ+ПС).
По соотношению Wтв/αпс (по керну) выделяются следующие градации коллекторов:
1 группа - Wтв/ αпс < 0,1;
2 группа - Wтв/ αпс=0,1-0,25;
3 группа - Wтв/ αпс= 0,25-0,35 при αпс не менее 0,4.
23
Для зон преимущественного распространения коллекторов с преобладание классов пород с
ВФП, для которых характерно фронтальное вытеснение нефти, необходимо создавать
условия для формирования зон стягивания. Формировать блочно-замкнутые или рядные
системы разработки, избегать перекомпенсации отбора закачкой, поддерживать давление
нагнетания на оптимальном уровне, не допускающем неконтролируемого оттока нефти в
заводненные зоны, за контур пласта или создание техногенных трещин в интервалах
превышения давления нагнетания над давлением раскрытия трещин. В
зонах
распространения такого класса коллекторов, необходимо бурение горизонтальных скважин,
применение методов повышения нефтеотдачи
пластов и
интенсификации притоков
жидкости из скважин. То есть таких методов, которые направлены на создание равномерного
фронта вытеснения, обеспечивающего максимальный коэффициент охвата выработкой
продуктивных пластов.
24
Принципиально
другие
методы
необходимо
применять для того, чтобы обеспечить эффективное
извлечение
из
коллекторов
представленных
преимущественно породами с НФП.
Литологофациальные
и
фильтрационноемкостные
характеристики этих пород свидетельствуют о том,
что в ареале распространения данного класса
коллектора методы, рекомендуемые для ВФП не
будут эффективны.
25
Технологическое развитие здесь возможно в двух направлениях:
Во- первых, за счет совершенствования самой технологии
перфорирования скважин, обеспечивающей создание большого отверстия
в эксплуатационной колонне и максимальной удельной поверхности
перфорационного канала, создаваемого в процессе проникновения
кумулятивного заряда в горную породу;
Во- вторых , корректируя процесс ГРП в соответствии с
направлением развитием трещиноватости продуктивных горизонтов, что
технически обеспечивается проведением ориентированной перфорации
скважин перед ГРП ( пример статья воронова )
26
Принципиально другие методы необходимо применять для того, чтобы обеспечить эффективное
извлечение из коллекторов представленных преимущественно породами с НФП.
Низкий объем эффективной пористости, характерный для коллекторов данного типа предполагает
необходимость внедрения методов, позволяющих искусственно увеличить эффективную пористость,
создать разветвленную сеть высокопроницаемых каналов, которые станут питающей средой для
притока нефти из поровой матрицы, поступающей в трещины за счет капиллярной пропитки.
Очевидно, что в данном случае эффективность будет тем больше, чем жестче будет применяемая
система разработки. Поэтому в ареале распространения данного типа коллектора, необходимо
использование площадных систем с максимальной плотностью сетки скважин. Создание
разветвленной системы высокопроницаемых каналов требует массированного проведения
гидроразрыва с максимальными объемами закачки пропанта как в нагнетательных, так и в
добывающих скважинах.
Таким образом, одним из основных способов разработки данного типа коллектора является
проведение массированного и большеобъемного гидроразрыва пласта.
Вместе с тем, в коллекторах такого типа при проведении большеобъемных гидроразрывов возникают
проблемы технического характера, которые не позволяют достичь необходимого объема для
массированной закачки пропанта в пласт. Подобная проблема во многих случаях решается путем
применения перед гидроразрывом пласта перфорации эксплуатационной колонны кумулятивными
зарядами с увеличенным диаметром отверстия. Это мероприятие позволяет снизить фильтрационные
сопротивления при закачке пропанта через перфорационные отверстия и, тем самым, увеличить
объем закачки пропанта и снизить риск преждевременной остановки закачки (стопа) вследствие
резкого повышения давления. Многочисленные работы по проведению кумулятивной перфорации
зарядами с большими отверстиями показывают эффективность проводимых работ.
Таким образом, во многом, перспективы разработки коллекторов с НФП связаны с развитием
технологий, позволяющих увеличить эффективность проведения в породах данного класса технологии
гидроразрыва пласта.
В свою очередь, увеличение эффективности гидроразрыва пласта напрямую связано с возможностью
снижения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта, а следовательно с новыми
технологиями перфорирования скважин, максимально эффективно обеспечивающих этот процесс.
27
Технологическое развитие здесь возможно в двух направлениях:
Во- первых, за счет совершенствования самой технологии перфорирования скважин,