СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЛИЧИЯ ИНТЕРВАЛОВ ТРЕЩИН И ИХ ХАРАКТЕРИСТИК В ПЛАСТАХ, ПЕРЕСЕКАЕМЫХ СКВАЖИНОЙ

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов, сложенных коллекторами, на фильтрационные характеристики которых большое влияние оказывает наличие трещин, и предназначено для обнаружения трещин.

Известен способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов (патент RU №2475780, МПК G01V 1, опубл. 20.02.2013, Бюл. №5), использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления, группа изобретений представляет собой способ для инвертирования двуосной анизотропии пласта-коллектора и идентификации сложной трещиноватой/диагональной системы напластования, а также способ добычи углеводородов из подземной области, используя трехосный индукционный каротаж и каротажные данные разведки/съемки.

Недостатком известного способа является то, что при анализе используется только один параметр - удельное сопротивление, использование только одного метода не позволяет объективно оценить параметры пласта, вскрытого скважиной.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности (патент RU №2455483, МПК G01N 13, E21B 49, опубл. 10.07.2012, Бюл. №19), включающий этапы насыщения керна аналогом пластовой воды, измерения естественного потенциала диффузионного происхождения E∂, измерения через заданные промежутки времени электрохимического потенциала E∂a, определения по математическому выражению диффузионно-адсорбционной активности A∂a и абсолютной погрешности измерения ΔA∂a, а также применение полученных значений ΔA∂a для количественной оценки гидрофобности порового пространства. При этом наряду с оценкой гидрофобности порового пространства по величине значения A∂a〉ΔA∂a оценивают степень трещиноватости в структуре пустотного пространства керна, интенсивность которой возрастает с увеличением значения A∂a.

Недостатком известного способа является то, что помимо анализа ГИС необходимо проводить исследования на керне, что приводит к дополнительным затратам. Малый размер керна, исследование не в пластовых условиях не позволяет объективно оценить параметры пласта. В данном способе не определяются характеристики трещины.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются получение объективных данных по наличию трещин по всей длине ствола скважины и определение их характеристик по результатам анализа проведенного комплекса ГИС, включающего ядерный, электрический и механический каротажи.

Технические задачи решаются способом определения наличия интервалов трещин и их характеристик в пластах, пересекаемых скважиной, включающим исследование пласта с получением зависимостей по нескольким параметрам, комплексный анализ полученных результатов, определение наличия трещин и их характеристик в выбранном интервале.

Новым является то, что исследование пласта проводят различными геофизическими приборами в открытом стволе скважины с построением кривых нейтронного гамма каротажа - НГК, гамма каротажа - ГК, потенциалов самопроизвольной поляризации - ПС и каротажа сопротивлений - КС, определяют наличие трещин на выбранном интервале скважины по наличию синхронных экстремумов, определяют открытые и закрытые трещины в зонах трещиноватости с использованием ГК, ПС и КС, где синхронные отклонения ГК и ПС в сторону минимальных значений, КС - в любую сторону экстремума - открытые трещины, проводящие жидкость, а синхронные отклонения ГК и ПС в сторону максимальных значений, КС - в сторону минимальных значений - закрытые трещины, не проводящие жидкость.

На чертеже приведена диаграмма ГИС, представляющая собой графики изменения измеряемых параметров по длине скважины. На правой половине изображены кривые НГК и ГК, на левой половине - кривые КС, ПС и ДС. Отсутствие хотя бы одного из перечисленных методов, кроме ДС, приводит к неверным выводам. Метод ДС применяется для подтверждения параметров.

Способ реализуется следующим образом.

Данный способ применяется в пробуренной скважине, где проведен комплекс геофизических исследований, включающий исследования методами НГК, ГК, КС, ПС, в качестве дополнительного может использоваться метод ДС для подтверждения параметров. Кривые КС 1, ПС 2, ДС 3 совмещают в одной группе 4, кривые НГК 5 и ГК 6 в другой группе 7.

Проводится последовательный анализ результатов ГИС. На первом этапе выделяются градиентные отрицательные экстремумы небольшой протяженности 8, 9 на каротажной кривой НГК 5. На втором этапе выделяются градиентные положительные 10 и отрицательные 11 экстремумы на каротажных кривых ГК 6. На третьем этапе выделяются участки минимальных 12 и максимальных 13 значений на кривых КС 1. На четвертом этапе выделяются положительные 14 и отрицательные 15 отклонения на кривой ПС 2. На пятом этапе для подтверждения параметров выделяются интервалы 16, 17 увеличенного диаметра скважины. Совпадение по длине ствола скважины градиентных отрицательных экстремумов небольшой протяженности 8 на кривой НГК 5, положительных 10 - на кривой ГК 6, минимальных значений 12 на кривой КС 1, положительные отклонения 14, 16 на кривых ПС 2 и ДС 3 (при необходимости) соответственно свидетельствуют о наличии закрытой трещины 18. Совпадение по длине скважины градиентных отрицательных экстремумов небольшой протяженности 9 на кривой НГК 5, отрицательных экстремумов 11 на кривой ГК 6, отрицательного отклонения 15 на кривой ПС 2 и положительного 17 на кривой ДС 3 свидетельствуют о наличии открытой трещины 19. Закрытые 18 и открытые 19 трещины могут чередоваться в пределах единой зоны трещиноватости.

Актуальность данного способа определяется тем, что фильтрационные свойства пластов-коллекторов и, как следствие, количество добываемой жидкости из конкретной скважины определяются проницаемостью коллектора. В распределении проницаемости карбонатных коллекторов наличие трещин оказывает значительное влияние. Современные и древние зоны трещиноватости являются путями миграции жидкостей, растворяющих карбонатные породы, которые способны к образованию каверн. Это означает, что рядом с трещинами предполагается наличие пород, содержащих каверны, которые способны накапливать углеводороды.

Выделение зон трещиноватости, включающее выделение открытых 19 и закрытых 18 трещин с целью оптимизации разработки залежей, имеющих зоны трещиноватости, может выражаться: в упорядоченном расположении как горизонтальных, так и вертикальных стволов скважин относительно зон трещиноватости, необходимых для дополнительной добычи нефти; в определении подходов и методик для организации системы поддержания пластового давления; в подборе интервалов для проведения геолого-технических мероприятий для интенсификации добычи; в подборе интервалов для изоляции трещин, по которым фильтруется вода.

Пример конкретного выполнения

Бурят скважину. Проводят комплекс геофизических исследований, включающий исследования методами НГК, ГК, КС, ПС, ДС. Кривые КС 1, ПС 2, ДС 3 совмещают в одной группе 4, кривые НГК 5 и ГК 6 в другой группе 7.

Проводят последовательный анализ результатов ГИС. В интервалах ствола скважины 18, 19 отмечаются градиентные отрицательные экстремумы небольшой протяженности 8, 9 на каротажных кривых НГК 5. В интервале ствола скважины 18 показания ГК 6 характеризуются градиентными положительными экстремумами 10, показания кривой КС 1 минимальными значениями 12, кривая ПС 2 характеризуется положительным отклонением 14, кривая ДС 3 отражает увеличенный диаметр ствола скважины 16. В данном интервале 18 стволом скважины пересекаются закрытые трещины.

В интервале ствола скважины 19 показания ГК 6 характеризуются градиентными отрицательными экстремумами 11, показания кривой КС 1 максимальными значениями 13, кривая ПС 2 характеризуется отрицательным отклонением 15, кривая ДС 3 отражает увеличенный диаметр ствола скважины 17. В данном интервале 19 стволом скважины пересекаются открытые трещины.

В зависимости от расположения скважины по отношению к контуру водонефтяного контакта предопределяются следующие действия.

Случай расположения скважины в водонефтяной зоне или на участке с организованной системой поддержания пластового давления закачкой воды. Среднесуточный дебит нефти по скважине составлял 5 т/сут, при обводненности продукции 10%. Через 3 месяца произошло резкое увеличение обводненности добываемой продукции до 70% вследствие прорыва воды по трещинам. Произвели изолирование интервала с наличием открытых трещин 19, что привело к снижению обводненности продукции скважины до 20%.

Случай расположения скважины в зоне с подобным геологическим строением в чисто нефтяной зоне. Дебит скважины составлял 5 т/сут при обводненности продукции 10%. Провели операции, направленные на увеличение раскрытости трещин в интервалах 18, 19 путем применения соответствующих технологий и реагентов. В результате дебит нефти по скважине увеличился и составил 7,5 т/сут, при этом обводненность продукции не изменилась и составила 10%.

В случае использования в комплексе исследований, проводимых данным способом, в том числе с использованием 3D сейсмических исследований, возможно точное определение положения выделенных зон трещиноватости 18 и 19 и реализация бурения новых скважин согласно распространению трещиноватости. Это позволяет снизить количество нерентабельных скважин, увеличить конечную нефтеотдачу пласта. Например: средний дебит нефти скважин по участку месторождения, пробуренных без учета трещин, составил 3 т/сут. При использовании предлагаемого изобретения в комплексе с 3D сейсмическими исследованиями на другом участке с трещиноватыми коллекторами было уточнено геологическое строение, знания о котором были использованы при размещении скважин. В результате средний дебит по участку составил 5 т/сут. Это позволило увеличить темпы отбора и конечный коэффициент извлечения нефти по участку от 0,245 до 0,25 д.ед.

Применение предлагаемого способа определения наличия интервалов трещин и их характеристик в пластах, пересекаемых скважиной, позволяет достоверно определить зоны трещиноватости и наличие в них открытых и закрытых трещин, что дает возможность с учетом этих данных определять предполагаемые интервалы притока нефти, прорыва воды, проводить соответствующие геолого-технические мероприятия по обработке призабойной зоны скважины и, как следствие, повысить темпы отбора, конечный коэффициент извлечения нефти и/или снизить обводненность добываемой продукции.