Результаты комплексного подхода к изучению карбонатных коллекторов

24.12.2018

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018 - № 4(10). – С. 17-21

УДК 553.98(571.1)

М.Г. Ильина, Р.Р. Файзуллин, М.И. Кременецкий, д.т.н., А.Р. Валиахметова, М.А. Тугарова, д.г.-м.н., Е.В. Стремичев, Е.Н. Максимова, М.А. Монжерин 
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Ilina.MG@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: карбонатный коллектор, мультидисциплинарный подход, заволжский надгоризонт, фаменский ярус, неоднородность фильтрационных свойств, выделение коллектора, кластеризация, петротипы, неопределенность КН, граничное значение пористости

Проанализирован значительный объем геолого-геофизической информации: данные керновых исследований, результаты интерпретации данных геофизических (ГИС), гидродинамических (ГДИС) исследований скважин, в том числе интерференции скважин, динамики добычи нефти, воды, изменения пластового давления. Выполнено комплексирование всех полученных результатов исследований, показана эффективность мультидисциплинарного подхода.

The results of integrated approach to carbonate reservoirs study

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 4(10), pp. 17-21

M.G. Ilina, R.R. Fayzullin, M.I. Kremenetskiy, A.R. Valiakhmetova, M.A. Tugarova, E.V. Stremichev, E.N. Maksimova, M.A. Monzherin 
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Ilina.MG@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: carbonate reservoir, multidisciplinary approach, zavolzhsky horizon, famenian deposits, heterogeneity, net reservoir thickness evaluation, clustering, petrophysical rock types, KH uncertainty, porosity cut-off

Carbonate reservoirs are well known for high uncertainty in reservoir properties estimation. The article presents integrated analysis of well data (such as core data, log data, well testing data and well performance data) for reservoir characterization and classification in order to revise geological structure and re-estimate mobile oil volume.

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-4-17-21

Введение

Выделение коллектора в карбонатных залежах при наличии таких осложняющих факторов, как высокая изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади и разрезу, является достаточно сложной задачей. Цель данной работы заключалась в уточнении геологической концепции строения месторождения, так как на начальной стадии разработки не подтвердились его плановые технологические показатели. Работы выполнялись с применением полного комплекса исследований, включая геофизические (ГИС), гидродинамические (ГДИС), промыслово-геофизические (ПГИ), а также результаты анализа работы первоочередных скважин. 

Рассматриваемый актив находится в Оренбургской области, представлен карбонатными и терригенными отложениями среднего и верхнего девона, турнейского яруса нижнего карбона и нижней перми артинского яруса. Всего в разрезе выделяется 14 пластов с подтвержденной нефтеи газоносностью, в том числе пласты заволжского надгоризонта фаменского яруса (пласты Дзл1, Дзл2, Дф1), которые являются основными как по объему запасов, так и по распространению по площади. 

Заволжский надгоризонт представляет собой структуру облекания фаменских биогермных карбонатных построек. 

На площади актива выделено множество мелких, удаленных друг от друга перспективных карбонатных построек фаменского возраста и их структур облекания. Результаты поисково-оценочного и разведочного бурения 2015–2016 гг. на ряде выявленных построек подтвердили высокий потенциал заволжского надгоризонта. Однако эксплуатационное бурение 2017 г. на первоочередном участке показало противоречивые результаты: с одной стороны, наблюдалось подтверждение структуры и фактических нефтенасыщенных толщин hнн по результатам ГИС, с другой – не подтвердился показатель kпр•hнн (kпр – коэффициент проницаемости) пласта по результатам ГДИС. По фактическим последовательным замерам пластового давления рпл при запуске всех пробуренных добывающих скважин зафиксировано снижение рпл на 40 за 14 мес эксплуатации, что противоречило имеющейся информации о накопленных отборах и начальных геологических запасах. 

Для выявления причин расхождения плановых и фактических показателей было решено комплексно проанализировать всю имеющуюся информацию по активу: 

  • результаты бурения восьми скважин в первоочередном районе бурения (данные ГИС, результаты интерпретации данных ГИС (РИГИС), начальные дебиты);
  • данные керновых исследований восьми разведочных скважин;
  • результаты ГДИС эксплуатационных и разведочных скважин, замеры пластового давления, данные интерференции скважин;
  • данные ПГИ эксплуатационных и разведочных скважин.

Анализ каждого метода исследования проводился поэтапно и итерационно, на каждом этапе сопоставлялись и сверялись результаты изучаемого и других методов. По мере поступления новой информации проводилось ранжирование качества результатов, при необходимости ранее определенные параметры корректировались с целью полноценной увязки полученной информации. Работа выполнялась мультидисциплинарной группой.

Промыслово-геофизические исследования

На первом этапе было выполнено сопоставление интервалов и доли притока из каждого интервала, определенных по данным ПГИ, и пористости, определенной по данным ГИС. Для установления интервалов и доли притока использовались данные термометрии, которая более чувствительна в условиях невысоких дебитов. В анализе участвовали пять скважин. 

Полученные результаты показали, что для пластов Дзл1 и Дзл2 приток наблюдается, при коэффициенте пористости Кп > 5,5 , для пласта Дф1 – при Кп > 8–9 , тогда как граничное значение пористости Кп.гр для всех пластов составляет 3,8   (рис. 1). 

Рис. 1. Результаты ПГИ и определение Кп по данным ГИС

Значение граничной пористости Кп.гр подтверждено двумя методами: корреляционным через Кп динамический [1] и через минимальный радиус пор [2]. При этом при использовании граничного значения пористости 5,5   нефтенасыщенные толщины уменьшаются до 39   ранее выделенных толщин.

Динамика пластового давления, материальный баланс

Начальное пластовое давление подтверждено тремя замерами в двух скважинах: в разведочной при первоначальном опробовании и испытании, после запуска разведочной скважины на пласты заволжского надгоризонта и в первой добывающей скважине. Аномально низкое давление не выявлено. Замеры текущего пластового давления при запуске следующих добывающих скважин в течение 14 мес показали снижение пластового давления на 40    относительно начального.  

Согласно результатам анализа методом материального баланса наилучшая сходимость фактических и расчетных пластовых давлений наблюдается при снижении начальных геологических запасов (НГЗ) до 40   принятого значения (рис. 2).


Рис. 2. Настройка материального баланса (модель без аквифера)

Результаты, полученные при применении метода материального баланса при снижении НГЗ до 40  , сопоставимы с ранее полученными результатами анализа данных ПГИ и РИГИС.

Гидродинамические исследования скважин, интерференция

Все скважины оборудованы электроцентробежным насосом с датчиками термоманометрической системы, что позволяет осуществлять непрерывный мониторинг забойного давления и проводить гидродинамические исследования. Наиболее продолжительной работой характеризуется разведочная скважина, расположенная в купольной части постройки. Добывающие скважины пробурены на расстоянии 400 м от разведочной. Анализировалась работа восьми скважин, включая разведочную. В результате анализа были выявлены отклики забойного давления разведочной скважины на запуски и/или остановки окружающих добывающих скважин, и реакция забойного давления добывающих скважин на остановку разведочной (рис. 3).


Рис. 3. Пример интерференции между разведочной скв. Р и одной из добывающих скважин (скв. 3)

Зафиксирована интерференция разведочной скважины с четырьмя добывающими, с тремя – связь не обнаружена. Исходя из интенсивности и времени отклика была определена пьезопроводность, по которой с учетом вязкости, сжимаемости и пористости была рассчитана проницаемость пласта в межскважинном пространстве [3]. 

На втором этапе с использованием гидропроводности, полученной по результатам ГДИС, и проницаемости межскважинного пространства, определенной на предыдущем этапе, были оценены работающие толщины hраб по всем скважинам, где была зафиксирована интерференция (табл. 1).


Диапазон работающих толщин, определенных по данным ГДИС, составил от 85 до 9   по сравнению с нефтенасыщенными толщинами hнн по данными ГИС, в среднем доля работающих толщин была равна 34  , что сопоставимо с предыдущими оценками.

  • петротип 1 (худшие ФЕС) – 3,8 < Кп < 5,5 ,kпр.ср = 0,2*10-3 мкм2, не работает по данным  ПГИ.


Рис. 4. Типизация коллектора пластов заволжского надгоризонта

Далее была проведена увязка выделенных петротипов с литологией, определенной по керну с использованием данных петрографического анализа шлифов и характера свечения керна в ультрафиолетовом свете (рис. 5).




Рис. 5. Петротипы коллектора заволжского надгоризонта с литологией разреза

Анализ данных ГИС и керна

По результатам изучения данных ПГИ, ГДИС, керновых материалов и динамики пластового давления коллекторы заволжского надгоризонта были разделены на три петротипа по пористости и среднему значению проницаемости kпр (рис. 4): 

  • петротип 3 (лучшие ФЕС) – Кп > 7,5 , 

kпр.ср = 910-3 мкм2, интенсивно работает по данным ПГИ; 

  • петротип 2 (средние ФЕС) – 5,5 < Кп < 7,5 , kпр.ср = 0,610-3 мкм2, слабо работает или не работает по данным ПГИ; 

Затем был выполнен анализ кривых ГИС, реагирующих на различный характер свечения керна в ультрафиолетовом свете (см. рис. 5). С помощью метода иерархической кластеризации [4, 5] были выделены характерные признаки петротипов, полученные по данным ГИС (табл. 2).

В ходе совместного анализа кривых ГИС и керна удалось выделить отличительные особенности петротипа 3, однако явно разделить петротипы 1 и 2 не удалось из-за близких значений ФЕС и похожей структуры порового пространства.

Заключение

Проанализирован значительный объем геолого-геофизической информации: данные керновых исследований, результаты интерпретации данных ГИС, ПГИ, ГДИС, в том числе интерференции скважин, динамики добычи нефти, воды, пластового давления. Выполнено комплексирование всех полученных результатов исследований, показана эффективность мультидисциплинарного подхода. 

Коллектор был разделен на три петротипа, что позволило детализировать геологическое строение рассмотренного участка, а также тиражировать новую геологическую концепцию на новые районы бурения. На основании обновленной концепции была проведена оптимизация программы бурения и актуализация прогнозных показателей добычи. Составлены предложения по увеличению эффективности вовлечения в разработку петротипов с ухудшенными ФЕС (петротипы 1 и 2). 

В дальнейшем авторы планируют выполнить петроупругое моделирование с применением атрибутного анализа сейсмических данных для прогнозирования площадного распространения петротипов.

Список литературы

  1. Яценко Г.Г., Ручкин А. В. Обоснование нижних переделов проницаемости и пористости коллекторов по данным исследований образцов керна // Геология нефти и газа. — 1975. — № 12. — С. 42–44.
  2. Черницкий А.В., Кузнецов В.В., Вайнерман Б. П. Обоснование нижних пределов пористости и проницаемости карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа. — 1996. — № 12. — С. 14–18.
  3. Ипатов А.И., Кременецкий М. И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. — М.: МАКС Пресс, 2008. — 476 с.
  4. Petrophysical challenges in Giant Carbonate Tengiz Field, Republic of Kazakhstan / M. Skalinski, T. Playton [et al.] // SPWLA Journal Petrophysics. — 2015. — v. 56. — № 6. — P. 615–647.
  5. Душин А., Гаймалетдинова Г., Мельников А. Опыт прогнозирования коллекторских свойств в карбонатных породах с учетом седиментационной неоднородности и вторичных преобразований // SPE 187896-RU. — 2017.

References

  1. Yatsenko G.G., Ruchkin A.v. , Validation of the lower limits of permeability and porosity of reservoirs according to the core samples study (In Russ.), Geologiya nefti i gaza, 1975, no. 12, pp. 42–44.
  2. Chernitskiy A.v. , Kuznetsov v. V., Vaynerman B.P., Grounds for lower limits of porosity and permeability in carbonate reservoirs (with reference to F0 reservoir of the Eastern-Sotchemu-Talyuisk oil field of the Republic of Komi) (In Russ.), Geologiya nefti i gaza, 1996, 12, pp. 14–18.
  3. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I., Gidrodinamicheskie i promyslovo-tekhnologicheskie issledovaniya skvazhin (Hydrodynamic and oil field and technological research of wells), Moscow: MAKS Press Publ., 2008, 476 p.
  4. Skalinski M., Playton T.et al., Petrophysical challenges in Giant Carbonate Tengiz Field, Republic of Kazakhstan, SPWLA Journal Petrophysics, 2015, v. 56, no. 6, pp. 615 — 647.
  5. Dushin A., Gaymaletdinova G., Mel’nikov A., Predicting reservoir properties of carbonate rocks on the basis of their sedimentation heterogeneity and secondary transformations (In Russ.), SPE 187896-RU, 2017.



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

М.Г. Ильина, Р.Р. Файзуллин, М.И. Кременецкий, д.т.н., А.Р. Валиахметова, М.А. Тугарова, д.г.-м.н., Е.В. Стремичев, Е.Н. Максимова, М.А. Монжерин. Результаты комплексного подхода к изучению карбонатных коллекторов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2018 — № 4(10). — С. 17-21.


The reference to this article in English is:

M.G. Ilina, R.R. Fayzullin, M.I. Kremenetskiy, A.R. Valiakhmetova, M.A. Tugarova, E.V. Stremichev, E.N. Maksimova, M.A. Monzherin. The results of integrated approach to carbonate reservoirs study (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2018, no. 4(10), pp. 17-21.



Возврат к списку