Опыт применения технологии «Цифровой анализ керна» на месторождении «Саркала»

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 3 (17). – С. 65-70

УДК 551.004

В.В. Морозов1, С.И. Мельников1, С.А. Идрисова1, О.Ю. Савельев4, А.У. Серебрянская4, А.В. Билинчук2, Е.В. Загребельный3
1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
2 «Газпром нефть»,
3 ООО «ГПН-Оренбург»,
4 Газпром нефть Мидл Ист Б.В.

Электронный адрес:  melnikov.si@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: цифровой керн, лабораторные исследования, определение ФЕС

Описаны результаты комплексной программы исследования керна месторождения Саркала, представленного низкопроницаемыми карбонатными породами, а также опробования новой технологии «Цифровой анализ керна» (Digital Rock Physics – DRP). Реализация программы позволила получить необходимую информацию о породе-коллекторе, исследование которого стандартными методами затруднено, а также сократить сроки получения результатов без увеличения бюджета. Все полученные данные использованы при обосновании стратегии разработки месторождения.

DIGITAL CORE TECHNOLOGY APPLICATION AT SARQALA FIELD

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 3 (17), pp. 65-70

V.V. Morozov1, S.I. Melnikov1, S.A. Idrisova1, O.Yu. Savelev4, A.U. Serebryanskaya4, A.V. Bilinchuk2, E.V. Zagrebelniy3
1 Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg,
2 Gazprom Neft,
3 LLC «GPN Orenburg», Orenburg,
4 GAZPROM NEFT MIDDLE EAST B.V.

E-mail: e_yushin@vniigaz.gazprom.ru

Keywords: digital rock, laboratory studies, filtration properties evaluation

An integrated laboratory study of low permeable carbonate reservoir (dolomitic limestones, Sarqala field) included a digital rock (DR) workflow that accelerated the time to complete the core analysis program, in a case when the standard is ineffective. All these data were used to justify the field development strategy

DOI: 10.7868/S258773992003009X

ВВЕДЕНИЕ

В статье представлен опыт компании Gazprom neft Middle East B. V. (ГПН МИ), полученный при реализации комплексной программы исследования керна месторождения Саркала. Вчастности, описаны ключевые этапы проекта и результаты опробования новой технологии «Цифровой анализ керна» (Digital Rock Physics – DRP). Реализация программы позволила получить необходимую информацию опороде-коллекторе, исследование которого стандартными методами затруднено, а также сократить сроки получения результатов без увеличения бюджета. Все полученные данные использованы при создании геолого-гидродинамической модели иобновлении стратегии разработки месторождения.

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Месторождение Саркала расположено в юго-западной части Курдского автономного района, на р.Ирак, впределах предгорного бассейна Загрос. На территории бассейна сохраняется активный тектонический режим спродолжающимися коллизионными движениями, икак следствие геологические объекты, в том числе ина месторождении Саркала, характеризуются аномально высоким пластовым давлением 72,8МПа (коэффициент аномальности 1,96) итемпературой 120 °С. Современный структурный облик бассейна определяют складчато-надвиговые дислокации, развитие многочисленных разломных нарушений и систем трещин. Месторождение Саркала приурочено к поднадвиговой антиклинальной складке, вытянутой с северо-запада на юго-восток, осложненной разломами. Линейные размеры залежи на уровне принятого водонефтяного контакта составляют 19 и 4 км соответственно. Основной объект разработки – пласт Jeribe-U.Dhiban, стратиграфически приурочен к ранне- и среднемиоценовым отложениям. Средняя глубина залегания объекта 3650м. Породы коллектора представлены известняками различной степени доломитизации, доломитами ипрослоями ангидритов. Коллектор пласта Jeribe-U.Dhiban представляет собой классический трещинно-поровый коллектор, в котором все запасы находятся в низкопроницаемой матрице, а трещины служат каналами доставки флюидов к забоям скважин. Матрица характеризуется средней пористостью 12% и крайне низкой проницаемостью (среднее значение газопроницаемости 1,5 · 10–3мкм 2 , фазовая проницаемость для нефти 0,3 · 10–3мкм 2 ). Емкость системы трещин составляет порядка 0,06%, проницаемость достигает 1мкм 2 . Нефть на месторождении легкая с плотностью 826 кг/м 3 , маловязкая – 0,24мПа · с, ГФ – 308 м 3 /м 3 и с давлением насыщения 30,7МПа. На начальном этапе из необходимых материалов для геологического анализа месторождения были доступны только данные ГИС по двум скважинам и 8 образцам керна, отобранные при помощи бокового грунтоноса. Выборка образцов выполнена неравномерно и покрывала всего 30% мощности продуктивного объекта. Размер и степень сохранности данных образцов не позволяли выполнить минимально необходимый комплекс исследований. Соответственно при создании петрофизической, геолого-гидродинамической моделей, а также в ходе предварительного проектирования разработки месторождения, оценки КИН использовались данные по ближайшим месторождениям-аналогам и среднестатистические значения по ближневосточному региону. Следует отметить, что хороших аналогов рассматриваемого объекта найдено не было, так как для региона характерна высокая изменчивость ФЕС как по латерали, так и по вертикали, вследствие значительных преобразований пород-коллекторов в ходе раз - личных постседиментационных процессов. Учитывая вышеизложенные факты, было принято решение об отборе полноразмерного керна и проведении расширенного комплекса исследований. Результаты планировалось использовать для решения широкого комплекса задач: интерпретации методов ГИС (в том числе специальных, таких как ЯМК, имиджеры и т.п.), построения геолого-гидродинамической модели, оценки устойчивости ствола скважины во время бурения и эксплуатации, подбора оптимальной перфорационной системы и планирования стимуляции.

ПРОГРАММА ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА СКВАЖИНЫ САРКАЛА - 2

Первоначальная программа лабораторных исследований керна была разделена на два этапа. Первый этап включал линейные, рутинные и литологические исследования, которые направлены на изучение литогенетических особенностей коллектора, получение первичных знаний о строении пустотного пространства и фильтрационно-емкостных характеристиках породы. Второй этап выполнения работ предусматривал проведение специальных исследований керна:

экспериментальное изучение петрофизических, фильтрационных имеханико-прочностных свойств пород. Решение по итоговому комплексу работ второго этапа принималось на основании результатов исследований первого этапа.

РЕАЛИЗАЦИЯ ПЕРВОГО ЭТАПА РАБОТ

В соответствии со стандартной практикой на первом этапе сотрудниками ГПН МИ осуществлялась приемка керна с выездом в лабораторию подрядчика. Полноразмерный керн сканировался с использованием компьютерного томографа для контроля качества отобранного материала, визуализации текстурных и структурных особенностей, выделения зон неоднородностей и корректной привязки по разрезу. Процесс сканирования проходил без изъятия кернового материала из тубусов, что обеспечило сохранность первичного состояния керна. Далее последовательно проведены литологическое описание керна, гамма-спектрометрия, замер профильной проницаемости, фотографирование керна в дневном и ультрафиолетовом свете. Совместно со специалистами Департамента геологической поддержки проектов и экспертом в области литологии карбонатных отложений Научно-технического центра были намечены участки для отбора образцов. При выборе зон учитывались литологический состав, изменчивость физических свойств, характер насыщения изучаемых пород, при этом соблюдалась равномерность выборки (с частотой не менее 3 образцов на 1м вынесенного керна в однородных интервалах и не менее 5 образцов с 1м вынесенного керна в интервалах, представленных чередованием различных литотипов). Литологические исследования проводились с привлечением широкого набора доступных инструментов: петрографическое описание шлифов, изучение вещественного состава (ХRD), определение карбонатности, применение растровой электронной микроскопии и послойное детальное описание. В результате проведена типизация пород по литологическим признакам, дана оценка структурным и текстурным характеристикам, описаны особенности пустотного пространства, выполнен парагенетический анализ и восстановлены условия осадконакопления. Рутинные исследования выполнены в соответствии с первичной программой. В ходе работ определены насыщенность in situ, пористость, газопроницаемость и распределение пор по размеру. Согласно результатам, большая часть отобранных образцов имеет слабопроницаемую матрицу, структура порового пространства представлена микро- и нанопорами, что коррелирует с результатами литогенетического анализа – представленный керн преимущественно сложен мадстоунами и вакстоунами [2] По результатам замеров пористости и проницаемости на керне выделены три группы образцов (пород-коллекторов). Первая группа объединяет большинство (70%) образ - цов с проницаемостью 0,1–1 · 10–3 мкм 2 , вторая по величине группа (23%) вмещает образцы с проницаемостью 1–3 · 10–3 мкм2 , доля образцов с проницаемостью более 3 · 10–3мкм 2 составляет всего 7%. По результатам геологического моделирования доля коллекторов спроницае - мостью 0,1–1 · 10–3мкм 2 в пласте составляет 44%, 1–3 · 10–3мкм 2 – 40%, более 3 · 10–3мкм 2 – 16%. Технические возможности современного лабораторного оборудования, используемого для проведения потоковых исследований, не позволяют изучать образцы с газопроницаемостью менее 1 · 10–3мкм 2 , образцы с проницае - мостью 1–3 · 10–3мкм 2 исследовать возможно, но длительность подготовки и лабораторного эксперимента достигает 7мес. При проведении экспериментов в лаборатории существует ограничение и по максимально достижимым рабочим давлению и температуре (верхний предел 65МПа и 100 °С). Указанные пределы не соответствуют пластовым условиям изучаемого объекта. Одним из следствий ограничений является невозможность в рамках потокового эксперимента воссоздать свойства пластовой нефти (крайне низкую вязкость) месторождения Саркала. Совокупность описанных обстоятельств существенно снижает объем и надежность экспериментальных данных, необходимых для построения геолого-гидродинамической модели (капиллярные давления, фазовые проницаемости и значения остаточной нефтенасыщенности). Следовательно, в результате реализации запланированной лабораторной программы около 44% объема коллектора оставались бы не охарактеризованными потоковыми исследованиями, а для 40% качество данных было бы низким.

РЕАЛИЗАЦИЯ ВТОРОГО ЭТАПА РАБОТ – ЦИФРОВОЙ КЕРН

Сформировались предпосылки для пересмотра программы второго этапа лабораторных исследований и поиска современных технических методов получения необходимой информации. Для решения возникшей задачи в программу был интегрирован дополнительный блок работ – цифровой анализ керна (DRP) [3]. В настоящее время в индустрии данная техно - логия используется для моделирования процессов, которые невозможно или затруднительно воспроизвести в лаборатории с применением стандартного оборудования, например: · потоковые исследования низкопроницаемых пород; · воссоздание экстремальных пластовых условий (высокие давления, температуры); · изучение поведения нестандартных флюидов (очень легкие, маловязкие нефти, газоконденсатные смеси); · необходимость многократного повторения различных исследований на одном и том же образце для тестирования различных методов увеличения нефтеотдачи. Важным преимуществом технологии DRP является возможность сокращения сроков реализации и стоимости программ по исследованию керна. При проведении цифровых симуляций физико-химических процессов (в том числе стационарной фильтрации двухфазного потока) принципиальное значение имеет степень соответствия структурно-текстурных особенностей порового пространства модели настоящим (физическим) особенностям изучаемой породы. 

Процесс создания цифрового двойника включает три этапа: подготовка образца горной породы к сканированию рентгеновским микротомографом высокого разрешения, сканирование и воссоздание трехмерного каркаса, настройка микроскопической геометрии и текстурных особенностей пор с помощью данных растровой электронной микроскопии и энергодисперсионной рентгеновской спектроскопии. Непосредственно в расчете используются цифровой двойник, модель смачиваемости и модель пластовых флюидов. Достоверность созданной трехмерной модели контролируется сравнением значений пористости, проницаемости иминералогической плотности физических образцов и цифровой модели. Результаты расчетов выборочно проверяются данными реальных экспериментов.

ВПЕРВЫЕ В ПЕРИМЕТРЕ ГРУППЫ КОМПАНИЙ «ГАЗПРОМ НЕФТИ» АПРОБИРОВАНА ТЕХНОЛОГИЯ DRP, КОТОРАЯ ПОЗВОЛИЛА ОХАРАКТЕРИЗОВАТЬ НИЗКОПРОНИЦАЕМУЮ ЧАСТЬ КОЛЛЕКТОРА В УСЛОВИЯХ, СООТВЕТСТВУЮЩИХ ПЛАСТОВЫМ.

В настоящее время в индустрии отсутствует единая методика подготовки, проведения и контроля качества экспериментов на цифровом керне. С целью корректной интеграции новой технологии в стандартную программу исследования керна применен подход, основная идея которого (рис. 1) заключалась в фокусировании технологии DRP на образцы с проницаемостью менее 1 · 10–3мкм 2 , а относительно хорошо проницаемые коллекторы предусматривалось изучить с помощью стандартных лабораторных методов. Для контроля качества результатов моделирования три образца планировалось изучить как с помощью цифрового 

где σ–1кор. – предел ограниченной выносливости стали при испытании в среде пластовых вод, МПа; σ–1 – предел выносливости стали в сухом воздухе, МПа. Соответственно, чем больше коэффициент Ккор., тем выше степень коррозионного влияния на снижение усталостной прочности сталей. Расчетные коэффициенты Ккор. коррозионного влияния минерализованных пластовых вод на усталостную прочность сталей представлены в табл. 2. Как видно из табл. 2, по мере повышения прочности стали (табл. 1) коэффициент Ккор. коррозионного влияния среды снижается, что свидетельствует о повышении сопротивления стали

9.1.PNG

керна, так и прямыми лабораторными экспериментами. Таким образом, разработанный подход к выборке образцов позволил охватить исследованиями все типы коллекторов, при этом имелась возможность прямого сопоставления результатов моделирования с реальными данными. Рассмотрим процесс создания цифрового двойника на примере двух образцов – 10B и 67B. В качестве базового инструмента реконструкции матрицы породы используется компьютерная рентгеновская микротомография, которая проводится на мини-образцах длиной ~1 см и диаметром ~0,8 см. Переход от масштаба стандартных образцов длиной 6 см и диаметром 3,8 см к масштабу мини-образцов с сохранением единых фильтрационных характеристик выполнялся последовательно: из стандартных цилиндрических образцов отбирались 7-мм суб-образцы породы, далее из суб-образцов изготавливались мини-образцы подходящего для сканирования размера (табл. 1). На основе слайсов, полученных при микротомографии, восстановлен цифровой каркас изучаемого коллектора. Вследствие разрешающей способности микротомографа созданные модели не учитывали нанопоры. Геометрия нанопорового пространства изучена и добавлена в модель за счет использования результатов растровой электронной микроскопии (РЭМ500 нм) и энергодисперсионной рентгеновской спектроскопии (РЭМ30 нм), проведенных на торцах

9.2.PNG

9.3.PNG

9.4.PNG

мини-образцов. (рис. 2). Адекватное соответствие финальных цифровых моделей материнским образцам контролировалось через постоянные замеры пористости, проницаемости иминералогической плотности как на этапе подготовки образцов для сканирования, так и непосредственно перед проведением цифровых симуляций потоковых экспериментов. Моделирование фильтрации двухфазного потока нефть–вода и определение капиллярных свойств выполнялось в соответствии сметодологией, применяемой для аналогичных лабораторных экспериментов (рис. 3). В случае месторождения Саркала, когда пластовые условия невозможно воспроизвести в лаборатории, для контроля качества моделей также выполнялись расчеты в условиях, аналогичных условиям живого эксперимента. Сравнение эксперимент-модель для образцов 10B и 67B приведено на рис. 4. В целом стоит отметить, что достигнута достаточно высокая сходимость между расчетом и результатами реального лабораторного эксперимента. Всего в рамках работ создано пять цифровых моделей керна, результаты исследований приведены на рис. 5.

9.5.PNG

9.6.PNG

ВНЕДРЕНИЕ НА ПРАКТИКЕ

На показатели разработки карбонатных месторождений важнейшее влияние оказывают фильтрационные свойства матрицы и системы трещин. Совокупную проницаемость системы позволяют оценить гидродинамические исследования скважин, которые показали преимущественное влияние высокопроницаемых трещин на продуктивность скважин. Однако фильтрационные свойства матричных блоков оставались неизвестными, что напрямую влияет на темпы падения добычи и коэффициент извлечения нефти. С другой стороны, необходимо понимание, насколько фазовые проницаемости по нефти и воде отличаются от абсолютных, что определит динамику прорыва воды и эффективность применения методов повышения нефтеотдачи. До начала реализации программы исследования керна все исходные данные для гидродинамического моделирования (ГДМ) использовались по аналогии с ближайшими месторождениями региона, а данные для коллектора с проницаемостью менее 1 · 10–3 мкм2 отсутствовали. Анализ чувствительности к различным параметрам матричных блоков, проведенный на ГДМ, показал, что разброс в накопленной добыче может быть огромным, соответственно проектирование разработки велось в большом коридоре неопределенностей. Полученные результаты комплексного анализа керна (как лабораторных исследований, так иDRP) позволили оценить фильтрационные характеристики коллектора во всем диапазоне проницаемостей, интеграция новых данных позволила существенно уменьшить различие между минимальной имаксимальной оценкой геологических и извлекаемых запасов.

ВЫВОДЫ

1. Впервые в периметре группы компаний «Газпром нефти» апробирована технология DRP, которая позволила охарактеризовать низкопроницаемую часть коллектора в условиях, соответствующих пластовым, что невозможно осуществить на стандартном лабораторном оборудовании.
2. Технология DRP как составная часть полномасштабной программы по исследованию керна позволила снизить общую продолжительность работ на 30%.
3. Результаты DRP позволили повысить прогнозную способность ГДМ, которая подтвердилась бурением и запуском новой скважины.

Список литературы

    1. Aqrawi A.A.M., Goff J.C., Horbury A.D., Sadooni F.N. The petroleum geology of Iraq. Scientific Press Ltd., PO Box 21, Beaconsfield, Bucks, HP9 1NS, UK, 2010.
    2. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to depositional texture // Classification of carbonate rocks / American Association of Petroleum Geologists Memoir. 1. P. 108–121.
    3. Koroteev D., Dinariev O., Evseev N. et al. Direct hydrodynamic simulation of multiphase flow in porous rock // Petrophysics. V. 55, No. 3. August. 2014.

References

    1. Aqrawi A.A. M., Goff J.C., Horbury A.D., Sadooni F.N. The Petroleum Geology of Iraq. Beaconsfield, Scientific Press Ltd., 2010. 424 p.
    2. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. Classification of carbonate rocks: American Association of Petroleum Geologists Memoir, ed. Ham W.E. Berlin, Heidelberg, Springer-Verlag, 1982, p. 108–121.
    3. Koroteev D., Dinariev O., Evseev N., Klemin D., Nadeev A., Safonov S., Gurpinar O., Berg S., van Kruijsdijk C., Armstrong R., Myers M.T., Hathon L., de Jong H. Direct Hydrodynamic Simulation of Multiphase Flow in Porous Rock. Petrophysics. 2014, vol. 55, no. 3.

Возврат к списку