[1]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.
[2]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.
[3]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.
[4]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.
[5]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.
[6]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.
[7]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.
[8]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.
[9]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.
[10]Способ реализуется следующим образом.
[11]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.
[12]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.
[13]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.
[14]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.
[15]Пример конкретного выполнения
[16]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.
[17]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.
[18]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.
[19]В зависимости от расположения скважины по отношению к контуру водонефтяного контакта предопределяются следующие действия.
[20]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%.
[21]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%.
[22]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.
[23]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.
