Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта. Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных бо. Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных солянокислотных обработок призабойной зоны пласта в горизонтальных стволах скважин Карсовайского месторождения
 Скачать 3.75 Mb.
|
1.3.Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Карсовайского месторожденияХарактеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин По комплексу ГИС нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям: касимовского яруса (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mс-II), подольского горизонта (пласты П2’+П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIа, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3). Основным в данных отложениях принимается межзерновой тип пористости, предполагается незначительное влияние каверновой и трещинной пористости, что подтверждается описанием керна по продуктивным отложениям. 1. Выделение коллекторов в скважинах, пробуренных на пресных глинистых растворах, проводилось по прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты: - по наличию положительных приращений на диаграммах МКЗ; - по сужению диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии. Кроме того, при выделении коллекторов учитывалось, что пласты-коллекторы обладают такими геофизическими характеристиками как: отрицательные аномалии ПС; минимальные значения на кривой ГК; средние значения на кривой НГК; повышенные показания на кривой DТ по АК и пониженные на кривой объемной плотности d по ГГК-п. 2. В скважинах, пробуренных на МКБПР (минеральный крахмал-биополимерный раствор) с удельным электрическим сопротивлением от 0,05 до 0,2 Омм. исключаются глинистые пропластки (повышенные показания ГК, положительные аномалии ПС, увеличение диаметра скважины), используется граничное значение двойного разностного параметра по ГК - при DIγ< DIγгр, выделяются коллектора по граничным значениям пористости - при Кп≥Кпгр. Так же при выделении коллекторов учитывается: наличие радиального градиента сопротивлений на диаграммах однотипных зондов с разным радиусом исследований ВИКИЗ или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов комплекса БМК-БК-ИК, наличие сигнала ИСФ (индекс свободного флюида) на диаграммах ЯМК. Для более уверенного выделения маломощных продуктивных коллекторов применялся метод «нормированных» кривых НГК и БК. Хотелось бы отметить, что применение МКЗ на проводящих растворах вполне результативно. Положительный пример можно наблюдать в скважине 5, где против коллекторов на кривых МКЗ наблюдается положительное приращение. Выделение коллекторов в отложениях касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов затруднено, что связанно с особенностями литолого-фациальной характеристики разреза. Данные отложения представлены в основном карбонатными породами с широко развитой вторичной, а иногда и первичной доломитизацией и сульфатизацией пород. Минеральный состав пород представлен в основном кальцитом и доломитом с небольшими составляющими халцедона, ангидрита, гипса, мельниковита, пирита (приуроченного в основном к внешним краям ангидритовых трещин) и гидроокислов железа. Согласно, подробному микро-описанию шлифов, проведенному в скважине 2, содержание ангидрита в отложениях касимовского яруса доходит до 18%, в мячковском горизонте – до 40%, в подольском горизонте – до 28%, в каширском – до 25% . Структура пород в основном тонкозернистая (встречается пелитоморфно-микрозернистая), текстура весьма разнообразна. Поры фрагментарные, неправильной формы, изолированные, редко сообщающиеся, полые. Цемент в основном кальцитовый, пелитоморфный, порового типа. Реже встречается базальный тип цемента, состоящий из пелитоморфного кальцита и темно-серого ангидрита. Во всех отложениях присутствуют вторичные изменения – каверны и трещины, залеченные ангидритом. Наличие в породе различных примесей так же влияет на коллекторские свойства. К примеру, содержание в породе гипса завышает результаты оценки объемной пористости, ангидрита – занижает. Таким образом, породы касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов имеют сложную структуру емкостного пространства и неоднородный минеральный состав. Проведенный в скважинах месторождения комплекс ГИС ограничен по своим возможностям. Использование ЯМК позволило выделить коллекторы в скважинах, где не было записано МКЗ. Сопоставление сигнала ЯМК и коэффициента пористости позволило разделить породы в разрезах скважин на несколько групп: 1 - коллекторы, характеризующиеся большой амплитудой ИСФ; 2 - неколлекторы с фоновыми значениями амплитуд ЯМК; 3 - ухудшенные коллекторы с небольшим сигналом ИСФ; 4 - коллекторы со средней по величине амплитудой сигнала ЯМК и повышенными показаниями ГК; 5 - неколлекторы с повышенными значениями по величине сигнала ЯМК и пониженными показаниями ГК. Карбонатные породы характеризуются, как правило, низкой радиоактивностью. Однако, в карбонатных породах, приуроченных к зонам вторичной доломитизации (зонам унаследованной трещиноватости) содержание радиоактивного элемента повышено. В касимовско-мячковских отложениях такие породы встречаются (частично породы 4 группы) и при отсутствии ЯМК в комплексе методов ГИС не попадают в разряд коллекторов. Высокими значениями на кривых ЯМК выделяются пористые коллекторы, неколлекторы так же могут иметь высокую пористость, сопоставимую с хорошими коллекторами (породы 5 группы). Эта особенность пород разреза свойственна всем продуктивным горизонтам. Однако, в башкирских и верейских пластах высокая общая пористость неколлекторов обусловлена наличием глинистого материала, в то время как в касимовских, мячковских и подольских отложениях высокую пористость имеют чистые неглинистые породы. В этих отложениях встречаются отдельные прослои, которые имеют высокую общую пористость и низкую проницаемость. При недостаточном комплексе ГИС такие породы можно ошибочно отнести к водоносным коллекторам. Анализ скважин, пробуренных на пресном растворе, показывает, что в ряде скважин на кривых МКЗ наблюдается отсутствие, смещение или отрицательное приращение микропотенциал зонда над микроградиент зондом, при этом сужение диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии может не наблюдаться. Кроме того, такие пропластки характеризуются низким сопротивлением с повышенными показаниями на кривой DТ по АК, низкими значениями ГК, на НГК наблюдается повышенное водородосодержание, на кривой объемной плотности d по ГГК-п наблюдается значительное снижение (близкое к показаниям в размытой каверне напротив верейских глин), на ЯМК отмечаются повышенной амплитудой сигнала (рис.5), что говорит о наличии в породе связанной воды, но не о признаке коллектора. Такие породы в продуктивной части разреза выделяются без труда на фоне нефтегазонасыщенных пластов, поскольку имеют низкое удельное электрическое сопротивление. В водоносной части разреза их выделение сопряжено с трудностями. Опробование данного типа пород было проведено в скв.1442 (пласт П2’), в результате испытания приток не получен. Наличие высокопористых не глинистых неколлекторов в верхней части продуктивного разреза создавало трудности в выделении коллекторов в водонасыщенной части разреза. При подсчете запасов эти трудности не имеют особого значения, поскольку возникают только в водонасыщенной зоне пласта. Выделенные толщины пластов-коллекторов в продуктивной части касимовских отложений изменяются от 0,4 м до 3,0 м, в мячковских – от 0,4 м до 6,0 м, в подольских – от 0,4 м до 5,0 м, в каширском – от 0,4 м до 2,0 м, верейских – от 0,4 м до 2,8 м , башкирских – от 0,3 м до 2,5 м. Коллекторы с выделенной мощностью 0,3 м встречаются в карбонатных пластах, представленных переслаиванием плотных глинистых и пористых разностей. В наклонно-направленных скважинах возможно искажение границ коллекторов, установленных по глинистой корке, поэтому положение подошвы и кровли уточнялись по данным РК, ЭМ, ЯМК. Литологическая характеристика пластов Керн для исследований отбирался как при поисково-разведочном, так и при эксплуатационном бурении. Карсовайское поднятие Верейский горизонт Пласт B-0 сложен известняками детритово-фораминиферовыми и детритовыми. Цементирующим материалом является кальцит от микрозернистого до перекристаллизованного крупнозернистого. Поровое пространство образовано, в основном, порами катагенетического выщелачивания, как цемента, так и фрагментных остатков органики. Пласт B-I сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм. Пласт B-II сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм. Пласт B-IIIа сложен известняками органогенно-детритовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми, а также известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым перекристаллизованным кальцитом. Поровое пространство образовано межфрагментными и вторичными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,012 до 0,56 мм. Пласт B-IIIб по составу и структурно-текстурным особенностям аналогичен пласту B-IIIа. Башкирский ярус Продуктивные пласты башкирского яруса сложены известняками биоморфными, реже органогенно-детритовыми и известняковыми раковинными песчаниками. Главными компонентами биоморфных известняков являются известковые водоросли и фораминиферы. Цемент (до 10%) представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый регенерационный. Полостное пространство образовано межфрагментными, реже внутрифрагментными порами диагенетического выщелачивания. Форма пор неправильная. Размер пор 0,01-0,5 мм. Органогенно-детритовые известняки на 65-85% сложены разнообразными по величине скелетными остатками морских беспозвоночных животных, постоянно присутствуют известковые водоросли. Цемент представлен разнозернистым кальцитом, общее содержание не превышает 15%. Полостное пространство образовано межфрагментными порами, неправильной формы, размером 0,01-0,5 мм. Известняковые раковинные песчаники слагаются окатанными обломками морских беспозвоночных животных, в основном фораминифер. Цемент составляет до 10% и представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый, крустификационный, емкостное пространство – поры катагенетического выщелачивания различной формы. Размер пор 0,08-1,0 мм. Коллекторские свойства пластов Лабораторные исследования образцов керна производились по общепринятым методикам в соответствии с действующими ГОСТами, ОСТами и инструкциями по оценке различных физических характеристик коллекторов и пластовых жидкостей, прилагающимися к приборам и аппаратам. Средние значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности рассчитаны как средневзвешенные по толщине прослоев, охарактеризованных керном, приведены в табл.2.. Таблица 2. Стандартные исследования керна из скважин Карсовайского месторождения
Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород характеризуется индексом Амотта-Гервея. Результаты лабораторных исследований на образцах горных пород приведены в табл.3. В отложениях верейского горизонта в 12 исследованных образцах индексы Амотта-Гервея варьируют в пределах от 0,080 до 0,314, что соответствует углам смачивания поверхности каналов фильтрации 71,7 - 85,4. Это характерно для образцов с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации. Из башкирских отложениях было исследовано 12 образцов, в 5 из них индексы Амотта-Гервея изменяются от 0,002 до 0,280, им соответствуют углы смачивания 73,8 - 88,4. Это характерно для пород с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации, 7 образцов из 12 проявили себя как преимущественно гидрофильные: индексы Амотта-Гервея варьируют в диапазоне от 0,360 до 0,602, им соответствуют углы смачивания от 53,0 до 68,9. Таблица 3 Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород
Таблица 4 Геолого-физическая характеристика объектов разработки
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||