книги из ГПНТБ / Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа

лекторов. Можно предположить, что месторождения Масжид-н- Сулейман, Ага-Джари и Хафт-Кель могут рассматриваться как обладающие трещинно-поровым, а остальные — порово-трещин- ным типом коллектора.

В. Н. Майдебор [157] при рассмотрении сравнительных дан­ ных о трещинной и межзерновой пористости известняков по ука­ занным Иранским месторождениям пришел к заключению о том, что объем трещин здесь составляет 1—2% от общего объема порового пространства пород, т. е примерно в 50—100 раз меньше, чем межзерновая пористость матрицы. Согласно его расчетам 80% извлекаемой нефти содержится в межзерновых порах извест­ няков, а 20% ее находится в трещинах. Хотя автор явно переоце­ нивает величину емкости трещин, но он несомненно стоит на пра­ вильном пути, должным образом оценивая роль емкости межзер­ новых пор (матрица) рассматриваемых коллекторов.

При исследовании такого расчетного параметра, как порис­ тость пласта-коллектора, и тем более трещинного коллектора, весьма важное значение имеет обоснование его нижнего предела пористости. Однако определение этой величны тесно связано с определением нижнего предела проницаемости. Совершенно очевидно также, что величина нижнего предела пористости плас­ тов-коллекторов будет различной для разных геологических ус­ ловий. Попытка установления единой унифицированной величины

ду пористостью и проницаемостью пород по Долинскому место­ рождению (Предкарпатский прогиб) показали, что при проницае­ мости выше 0,15 мд минимальные значения пористости продук­ тивных терригенных пород (олигоцен—эоцен) будут равны 4— 5%. Для карбонатных пород, как известно, этот нижний предел пористости будет еще более низким (1—3%).

По результатам исследований за нижний предел проницаемо­ сти песчаных и алевритовых коллекторов для Шебелинского ме­ сторождения была принята величина 0,5 мд при 10—11% порис­ тости. Такой же примерно предел был принят и для Качановского и Глинско-Розбышевского месторождений. Необходимо заметить, что при рассмотрении этих данных не учитывались величины тре­ щинной проницаемости, которые значительно превышают вели­ чину межзерновой проницаемости рассматриваемых пород и тем самым позволяют понизить нижний предел последнего параметра, а соответственно и пористости.

По указанным выше месторождениям в работе [175] приве­ чены данные о нижних пределах коллекторских свойств продук­ тивных отложений; они были получены с помощью определении статистических зависимостей между пористостью, межзерновой проницаемостью и остаточной водонасыщенностыо (табл. 29).

162

Таблица 29

Сравнительные данные по соотношению межзерновой и тре­ щинной пористости и газопроницаемости наглядно иллюстрирует табл. 30.

Таблица 30

Коллекторские свойства пород продуктивных горизонтов месторождения Чиренское, НРБ, по Г. Д. Георгиеву, [51]

Указанные данные свидетельствуют о преимущественном зна­ чении емкости матрицы. В рассматриваемом примере связь между пористостью и проницаемостью не усматривается.

Для оценки роли трещиноватости в определении продуктивно­ сти пород-коллекторов небезынтересны данные по газовому место­ рождению Лак (Франция). Здесь залежь находится на глубине от 3 до 4 км, этаж газоносности составляет примерно 500 м. Дан­ ные о пористости и проницаемости продуктивных пород приве­ дены в табл. 31. Примечательно, что на этом месторождении ре­ альные дебиты скважин оказались в 20—100 раз выше расчетных, полученных без учета параметра трещинной проницаемости. Уста­ новлено, что залежь ведет себя как однородный коллектор, из чего справедливо заключают, что трещины равномерно пронизы­ вают всю продуктивную толщу. Хотя сравнительное сопоставление поиведенных данных по пористости и межзерновой проницаемости

Таблица 31

Коллекторские свойства продуктивных пород месторождения Лак по Г. Руэсу [210]

и обнаруживает некоторую прямую связь между этими парамет­ рами (увеличение пористости сопровождается увеличением меж­ зерновой проницаемости), но эта «зависимость» не может учиты­ ваться ввиду отсутствия данных о трещинной проницаемости, ко­ торой и обусловлена фильтрация.

Исследование расчетного параметра трещинной пористости для подсчета запасов нефти (газа) в трещинных коллекторах произ­ водилось по различным месторождениям. Во всех случаях вели­ чина этого параметра не превышает 1%. Так, например, при оцен­ ке коллекторских свойств терригенных пород Долинского нефтя­ ного месторождения Восточных Карпат, проницаемость которых 15—20 мд, трещинная пористость их была определена равной 0,2%. Справедливо рекомендуется при подсчете запасов нефти, принимая во внимание значительную мощность толщи, учитывать и ту нефть, которая наполняет трещины [31].

Аналогичны данные, приведенные в работе [254] о получении промышленного притока нефти из трещиноватых пород фундамен­ та в Западной Сибири. Так, в скв. 32 на Мулымьинском место­ рождении из кристаллических сланцев в интервале 1512— 1515 м был получен приток нефти 150 т/сутки. По гидродинамическим расчетам проницаемость этих пород составила 215 мд, а трещин­ ная пористость 0,3% (такую же величину имеет межзерновая по­

методу шлифов ВНИГРИ — 0,17% [183]. Лабораторные исследо­ вания величины трещинной пористости известняков верхнего мела Кавказа показали, что в известняках с межзерновой пористостью 2—5% объем трещин с раскрытостью более 0,14 мкм не превы­ шает 1% объема породы. В известняках с межзерновой пористо­ стью 13—15% объем трещин (с раскрытостью более 0,25 мкм) составил также около 1% объема образца [15]. В работе [152] приведены сравнительные данные о трещинной пористости и про­ ницаемости известняков месторождения Карабулак, определенные различными методами (табл. 32). Рассмотрение этих цифр показы­ вает сходимость величин трещинной пористости, определенных

164

Таблица 32

Трещинная пористость и проницаемость верхнемеловых известняков месторождения Карабулак, определенная различными методами [152]

методом шлифов, закачкой ртути и по промысловым данным. Из таблицы видна также относительная сходимость (в порядке чи­ сел) величины проницаемости, определенной методом шлифов и по промысловым данным.

Приведенные данные, касающиеся трещинной пористости и проницаемости, свидетельствуют о большой достоверности инфор­ мации, доставляемой методами шлифов и промысловых данных. Вместе с тем укажем, что во всех этих методиках (кроме метода

Методом же шлифов ВНИГРИ определяется емкость только са­ мих трещин и она, естественно, будет всегда неизмеримо меньше величины совокупности значений всех составляющих вторичной пористости.

Заслуживают внимания также данные, полученные при проек­ тировании разработки нижнемеловой залежи на месторождении Карабулак-Ачалуки. Здесь было установлено, что основной емко­ стью коллектора являются межзерновые поры (межзерновая проницаемость 0,1—0,001 мд, пористость 13%), а путями фильт­ рации к скважинам — трещины [160, 107]. Величина трещинной пористости была определена равной 0,3% (от эффективного объема продуктивных горизонтов). Размеры блоков определялись в пределах от 2 до 50 см; при расчетах среднее значение их раз­ меров условно было принято равным 30 см. Однако с указанными данными о размерах блоков не согласуются величины расстояний между трещинами, полученные в результате непосредственных ви­ зуальных измерений на примере изучения параметров трещинова­ тости девонских пород в Южно-Минусинской впадине (табл. 33).

Согласно [37] залежи нефти в нижнемеловых (аптских) отло­ жениях как на Малгобек-Вознесенской площади, так и на Кара- булак-Ачалуках приурочены к коллектору порово-трещинного

165

Таблица 33

Сравнительные данные (средние значения)

о расстояниях между микротрещинами в породах девона Южно-Минусинской впадины [221]

типа. Основные запасы нефти здесь содержатся в матрице (пес­ чано-алевритовые пласты с межзерновой пористостью от 5 до 11% и межзерновой проницаемостью 0,1—0,017 мд). Значитель­ ные притоки нефти (300 т/сутки и более), полученные из этих го­ ризонтов, обусловлены трещиноватостью, которая также осущест­ вляет гидродинамическую связь между отдельными пластами, объединяя их в единую залежь.

Из приведенных данных видно, что большинство исследовате­ лей правильно оценивают роль трещиноватости как в формиро­ вании емкости трещинного коллектора, так и в фильтрации в нем нефти и газа. Однако известны случаи разноречивых оценок роли трещиноватости в образовании емкости трещинного коллектора, что, естественно, отрицательно сказывается на определении таких параметров, как коэффициенты нефтенасыщенности и нефтеот­ дачи. Затруднения в определении последних вызваны прежде все­ го тем, что в трещиноватой горной породе фильтрация нефти осу­ ществляется в различных условиях (по порам и трещинам), что обусловливает раздельную количественную оценку этих парамет­ ров.

Для подсчета запасов нефти в трещинных коллекторах в ряде случаев можно было бы использовать динамические методы (ме­ тод материального баланса, статистический). Однако их примене­ ние ограничено определенными условиями режима работы зале­ жей и часто затруднено из-за отсутствия необходимых исходных данных. Так, например, применение статистического метода ис­ ключено при длительных остановках отдельных скважин или в условиях использования вторичных методов разработки зале­ жей. Метод же материального баланса часто неприменим при водонапорном режиме, обычно характерном для залежей нефти, приуроченных к трещинным коллекторам.

Исследования Ю. Ф. Кдейносова [ИЗ] показали, что для под­ счета извлекаемых запасов нефти в трещинных коллекторах наи­ более применимым является объемный метод, поскольку его можно использовать в условиях любых режимов работы залежей нефти (газа). Этот метод базируется на параметрах, которые от-

166

носительно легко устанавливаются для рассматриваемого пластаколлектора.

. Ранее было указано [170, 64], что наиболее распространенны­ ми представителями класса трещинных коллекторов являются смешанные (сложные) его типы, в которых основные запасы неф­ ти содержатся в межзерновых порах горных пород. Менее распро­ страненным представителем трещинных коллекторов следует счи­ тать чисто трещинный коллектор, емкость которого в основном обусловлена трещинами и развитыми по ним кавернами.

Ниже обсуждение данных о расчетных параметрах для подсче­ та запасов нефти (газа), учитывающих особенности строения тре­ щинного коллектора, ведется в основном для смешанных (слож­ ных) типов последнего. Рассмотрение указанных данных подроб­ но излагается в работе Ю. Ф. Клейносова [ИЗ]. Наиболее важ­ ными параметрами, входящими з известную формулу объемного метода, являются объем нефтенасыщенной части залежи и коэф­ фициенты пористости, нефтенасыщенности и нефтеотдачи.

Исследования месторождений, связанных с трещинными кол­ лекторами, показали, что они обычно представлены массивными залежами и обладают большим этажом нефтеносности (до не­ скольких сотен метров). В подобных коллекторах трещины, за­ полненные нефтью, как правило, распределяются по всему объему залежи, в различных ее участках ,с той или иной густотой.

Примером единой залежи массивного типа, в которой все про­ дуктивные горизонты гидродинамически связаны между собой, может служить газоконденсатное Чиренское месторождение (HP Болгария). Его продуктивные горизонты представлены песчани­ ками нижнего триаса, известняками и доломитами среднего триаса (основной горизонт), песчаниками нижней юры (лейаса). Все эти горизонты составляют единую залежь с общим газоводяным кон­ тактом. Другим примером подобных залежей в трещинных коллек­ торах может служить Долинское месторождение в Украинских Карпатах. Нефтесодержащей здесь является вся 600-метровая толща менилитовой серии (эоцен, олигоцен), что обусловлено зна­ чительной трещиноватостью всех ее литологических разностей по­ род. Менилитовая серия (песчано-глинистый комплекс) представ­ ляет собой единый подземный резервуар, характеризующийся одинаковым по всей толще и по всей площади пластовым давле­ нием, равным ориентировочно 265 атм.

Нефтяные залежи в трещинных коллекторах часто характера-j зуются отсутствием гидродинамической связи с поверхностью, что J обусловливает наличие в них высоких пластовых давлений, значи­ тельно превышающих гидростатический напор. В качестве при-1 мера можно указать на Малгобек-Вознесенское месторождение, на котором начальное пластовое давление на отметке —2350 м со­ ставляло 475 атм.

Определение эффективной нефтенасыщенной мощности пород, равно как и выделение нефтенасыщенных участков, в трещинном

167

коллекторе часто затруднено. Достоверные данные по этому по­ воду не дают также и применяемые в настоящее время промысло­ во-геофизические методы. В практике (особенно в зарубежной) пользуются различными критериями при выделении эффективной мощности таких разрезов.

В качестве нижнего предела эффективной пористости прини­ мались значения от 3 до 4,5%, а межзерновой проницаемости — в тысячные доли миллидарси и меньше. Однако, учитывая нерав­ номерное нефтенасыщение трещиноватых горных пород (главным образом карбонатных) ввиду неоднородного их строения, видимо, целесообразно в этих условиях не производить разделения залежи как по разрезу, так и по площади на продуктивные и непродук­ тивные участки. В подобных случаях, очевидно, как это рекомен­ дуется в работах [268, 113], при подсчете начальных запасов «поровой» нефти следует учитывать все значения (от минимальных, включая нулевые, до максимальных) величин пористости, связан­ ной воды и проницаемости по всем образцам, как по продуктив­ ным, так и непродуктивным интервалам разреза и участкам зале­ жи. В последующем по этим данным рассчитываются средние значения указанных параметров для всего объема залежи (выше ВНК). При определении же трещинной пористости, разумеется, учитывается весь объем залежи, поскольку трещины развиты не только в нефтенасыщенных, но и в «сухих» участках залежи.

Коэффициент пористости в смешанных (сложных) типах тре­ щинного коллектора, как известно, представляет собой отношение суммы объема сообщающихся между собой межзерновых пор (первичного и вторичного происхождения) и открытых трещин (с развитыми по ним кавернами) к общему объему горных пород

насыщения [58]. Усовершенствование этих методов для определе­ ния межзерновой пористости в слабопроницаемых горных поро­ дах приведено в работе [31].

Определение емкости межзерновых пор в трещинном коллек­

нижнего предела эффективной пористости и проницаемости тре­ щиноватых горных пород. Так, выше упоминалось, что трещино­ ватые горные породы с весьма малыми значениями величин меж­ зерновой пористости и проницаемости способны аккумулировать нефть и газ и отдавать их. Это обязывает в условиях трещиноватых горных пород более осмотрительно подходить к оценке низких зна­ чений межзерновой пористости и проницаемости.

Определение величины трещинной пористости при раздельной оценке емкости трещин и пор производится разными методами. Так, для условий нефтяного месторождения Карабулак-Ачалуки

168

был предложен метод сопоставления данных БКЗ и НГМ. Особен­ ности этого метода [180, 181] подробно обсуждены в работе И. И. Горюнова [60]. Широкое применение его ограничено сле­ дующими условиями, на которых он базируется:

—пористые блоки горной породы (матрица), заключенные между трещинами, не содержат нефти, а заполнены пластовой во­ дой;

—трещиноватая среда представлена тремя взаимно перпенди­ кулярными системами трещин с равным раскрытием и равной гус­ тотой, что по существу означает изотропную среду;

—отсутствуют глинистые прослои в коллекторе или равномер­ ная глинистость по разрезу.

Для расчета величины трещинной пористости по этому методу предлагается следующая формула:

где т т — коэффициент трещинной пористости; А — численный ко­

Следует учесть, что применение в данном случае выражения

М ак свелла как сп о со б а оценки сопротивления п роводн и ка сл о ж ­

ной формы может привести к значительному завышению величины трещинной пористости, так как оно (выражение Максвелла) не отвечает структуре трещиноватых горных пород. Кроме того, ука­ занным методом затруднительно учесть приуроченные к трещинам

пустоты вы щ елачивания, как п рави ло хар ак тери зую щ и еся в о б ъ е ­

ме залежи резкой неоднородностью.

Методом промысловых исследований скважин [136] преду­ сматривается определение их коэффициентов продуктивности и густоты трещин (фотокаротаж). По этим данным трещинная по­ ристость рассчитывается по соотношению, выведенному из извест­ ных формул Дюпюи и Буссинеска:

RK и Rc — радиусы контура питания и скважины, м; h — мощность пласта, м; Р — поверхностная плотность трещин, 1/см.

В последующем для определения трещинной пористости было предложено [133] использовать данные совместной интерпрета­

169

наклона прямолинейного участка к оси абсцисс по кривой вос­ становления давления; |3Т— коэффициент сжимаемости трещин, 1/ат; Api — разность между начальным и текущим давлениями, ат; Ар— перепад давления в пласте в процессе снятия индикаторной кривой, ат. Остальные обозначения те же, что и в предыдущей формуле.

Обе указанные формулы, принципиально мало отличающиеся друг от друга, справедливы в случае притока жидкости в сква­ жину по одной системе горизонтальных трещин. При этом условии измеряемаяпо фотоснимкам ствола скважины величина Р будет соответствовать объемной плотности трещин (Р = Т). В случае на­ личия других направлений систем трещин в значение Р, получен­ ное по фотоснимкам, необходимо вводить поправочные коэффици­ енты.

Однако определение удельной плотности открытых трещин с помощью глубинного фотокаротажа стенок скважин при совре­ менной его эффективности нельзя пока считать достоверным. Ос­ новное затруднение здесь заключается в сложности выделения на фотоснимках открытых трещин, обусловливающих фильтрацию. Указанным методом также не учитывается емкость пустот выще­ лачивания, приуроченных к трещинам, так как фильтрация жидко­ сти в скважину зависит только от проницаемости трещин, соеди­ няющих эти пустоты.

Методом шлифов ВНИГРИ [223] трещинная пористость опре­ деляется в больших петрографических шлифах. Точность этого метода зависит от соотношения плотности трещин и размеров образцов керна, а также полноты его выноса из изучаемого интер­ вала разреза скважины.

Трещинная пористость методом шлифов определяется по сле­ дующей формуле:

в шлифе; S, — площадь шлифа; « — количество шлифов с откры­

170

тыми трещинами; k — число всех шлифов из исследуемого интер­ вала (включая шлифы без трещин).

Рассматриваемый метод статистический, поэтому определение величины трещинной пористости по отдельным единичным шли­ фам может привести к существенным ошибкам. Применение ме­ тода шлифов базируется на том, что фильтрация в трещинном коллекторе осуществляется по микротрещинам. Указанным мето­ дом, так же как и предыдущими, не учитываются емкости полос­ тей выщелачивания, приуроченных к трещинам.

Метод промысловых исследований скважин в комплексе с дан­ ными о плотности трещин, полученными с помощью метода шли­ фов [200], устранил некоторые недостатки, присущие указанным выше методам. Сущность этого комплексного метода заключа­ ется в том, что он учитывает анизотропию трещинной среды кол­ лектора. Величина трещинной пористости определяется этим мето­ дом по следующим формулам:

для нефти

где c — объемный коэффициент нефти; ri — коэффициент продук­ тивности, м3/ (сутки ■ат); р — вязкость нефти, спз; RK и Rc— ра­ диусы контура питания и скважины, м; Т — объемная плотность открытых трещин, 1/см; h — мощность пласта, м; Ки и К2 2 — экс­ тремальные значения проницаемости пласта, д; 0 — коэффициент продуктивности скважин за счет трещин, м3/(сутки-ат); для газа

и в скважине), ат; остальные обозначения те же, что и в предыду­ щей формуле.

Указанные формулы по существу мало отличаются от фор­ мулы Ф. И. Котяхова и др. [136], однако в нее введены соответ­ ствующие коэффициенты анизотропии трещинной среды коллек­ тора. Приведенные формулы справедливы при наличии в рассмат­ риваемом пласте-коллекторе вертикальных трещин (по отноше­

нию к сл ои стости ), н аи бол ее расп ростран ен ны х в горны х п ор одах .

В этой связи Ки и К2 2 являются экстремальными значениями про­ ницаемости в случае плоскорадиальной фильтрации флюида к скважине только по системам вертикальных трещин.

Указанными формулами также не учитывается емкость пустот выщелачивания, приуроченных к трещинам, являющихся вмести­ лищами нефти и газа, но не путями фильтрации. В случае широ­

171