Использование различных методов поиска тектонических нарушений при проектировании системы поддержания пластового давления

Красильникова М.В. (KrasilnikovaMV@samnipi.rosneft.ru)

ООО «СамараНИПИнефть» (Россия, Самара)

 

Аннотация

В статье рассмотрены существующие методы поиска тектонических нарушений. Проанализирована возможность их использования на различных стадиях разработки на примере девонского пласта Верхне-Ветлянского месторождения.

Ключевые слова: тектонические нарушения, поддержание пластового давления, девонские пласты, сейсморазведочные работы, гравиразведка.

Abstract

In the article discusses the existing search methods of tectonic disturbances. The possibility of their use at various stages of development is analyzed using an example of Devonian layer Verkhne-Vetlyanskoye field.

Keywords: tectonic disturbance, maintain formation pressure, Devonian layers, seismic exploration operations, gravimetric prospecting.

В настоящее время на 85% месторождений Самарской области реализована система поддержания пластового давления (ППД). Для 24 % месторождений характерно наличие нефтенасыщенных пластов, приуроченных к девонской системе осадконакопления. Данные объекты характеризуются малым или слабо эффективным аквифером, и соответственно стремительным падением пластового давления без своевременных компенсационных мероприятий.

Однако даже при раннем начале закачки система ППД бывает неэффективна. Это обуславливается рядом проблем, характерных для девонских пластов. Наиболее часто встречающиеся на Самарских месторождениях: смешение несовместимых вод с дальнейшим выпадением осадка и кольматацией призабойной зоны нагнетательной скважины и отсутствие эффекта от закачки из-за наличия тектонических нарушений между нагнетательной и добывающей скважинами. Причем следует учесть, что если первую проблему возможно устранить даже после её возникновения, проведя качественный подбор нагнетаемой воды и анализ на совместимость, то вторую устранить невозможно. Для недопущения её возникновения следует учитывать тектонические нарушения на этапе проектирования системы ППД и соответственно знать их расположение.

Однако, если разломы регионального порядка уверенно выделяются по комплексу геофизических методов, то в локальных структурах достоверное выделение тектонических нарушений методами сейсморазведки довольно затруднительно [1]. Несмотря на необходимость и важность изучения расположения разломов как в целях определения локализации запасов и геологического строения залежи, так и для целей проектирования системы разработки и ППД залежи, тектонические нарушения очень редко бывают целевым объектом изучения при проведении сейсморазведочных работ (ССР) ввиду трудности их выделения. При геологическом картировании и других исследованиях существует ряд признаков установления сбросов и сдвигов, которые можно выявить как традиционными прямыми наблюдениями, так и косвенными методами [2]. Ниже на примере Верхне-Ветлянского месторождения показаны пути решения данной проблемы.

В юго-восточной части пласта Д1 Южно-Зуевского поднятия по результатам анализа ССР 3D Верхне-Ветлянского месторождения выделяется разрывное нарушение в структуре пласта Д1. Указанный разлом имел место быть и ранее. В связи с его размерами и простиранием было принято решение не выносить его на карты. Амплитуда разлома не позволяла с уверенностью говорить о его существовании. При условии, что изучаемый фрагмент площади находится на краю съёмки, есть вероятность краевого эффекта. Полевые сейсморазведочные работы в пределах Верхне-Ветлянского участка были выполнены с нарушением технологии, что сказалось на качестве отстрелянного материала, не позволившим провести прослеживание тектонических нарушений на всём их протяжении.

Система разработки юго-восточной части пласта Д1 рассматриваемого объекта проектировалась без учета возможного тектонического нарушения. На данном участке пробурено 5 добывающих скважин, с учетом особенностей разработки девонских пластов был запланирован перевод в нагнетание скважины №286 после её отработки на нефть и снижения пластового давления по скважинам окружения. Однако после её перевода в ППД эффект прослеживался не по всем добывающим скважинам, в частности по скважинам № 304 и 72 продолжалось падение отборов жидкости. Были проведены дополнительные исследования методами индикаторной диаграммы (ИД) и кривой восстановления давления (КВД) по скважине №72.

На рисунке 1 представлен общий вид замера. В таблице 1 представлены промысловые данные, полученные в результате замеров. Во время работы на штуцере 4 мм наблюдается падение давления после не длительной стабилизации, что возможно свидетельствуют о наличии непроницаемой границы либо ограниченности залежи.

Рисунок 1. Общий вид ИК, КВД скважины №72

На диагностическом графике КВД (рисунок 2) так же наблюдается рост производной характерный для непроницаемой одиночной границы. Расстояние до непроницаемой границы согласно интерпретации КВД составляет 81м.

Рисунок 2. Диагностический график КВД скважины №72

Таблица 1.

Результаты промысловых замеров на скважине №72 Верхне-Ветлянского месторождения во время ИК, КВД

Диаметр штуцера, мм	Статика	2	4
Время, часы	—	5	5
Дебит, м3/сут	—	19	40
Буферное давление, атм	74	38	50
Затрубное давление, атм	94	69	71
Забойное давление, атм	382	372	358
ΔР, атм	—	10	24
Коэффициент продуктивности, м3/сут·атм	—	1,848	1,613

На основании полученных данных, и учитывая историю разработки данного участка, а именно, отсутствие эффекта от нагнетаемой воды для некоторых скважин, было закартировано ранее неучтенное нарушение   (рисунок 3). С учётом данного нарушения было принято решение о  переводе ещё одной скважины в ППД, находящейся по другую сторону от нарушения.

Рисунок 3. Фрагмент структурной карты пласта Д1 с выделенным тектоническим нарушением

Следует принимать во внимание тот факт, что тектонические нарушения подразделяются на две большие категории: экранирующие (залеченные) и проводящие (живущие). В зависимости от генетической природы разломов они играют ту или иную роль в миграции и перераспределении флюидов: могут представлять собой непроницаемый для флюидов экран либо, напротив, зону повышенной фильтрации вдоль разлома по системе трещин или по зоне брекчированных пород [3]. Исходя из проведенных исследований и истории разработки можно сделать вывод о наличии экранирующего нарушения в юго-восточной части пласта Д1. Соответственно данное нарушение образует по пласту отдельный блок, на котором для выработки запасов должны находиться добывающие запасы, а для недопущения снижения пластового давления ниже давления насыщения и прекращения добычи следует вводить собственные нагнетательные скважины.

Также для обнаружения тектонических нарушений широко используется метод анализа геофизических данных по скважинам – сопоставление толщин по данным бурения. При этом прямым диагностическим признаком сбросов являются сокращение в разрезе (или даже выпадение из разреза) толщины пластов, стратиграфических подразделений, тектонические уступы, линейные депрессии, зияющие трещины, выявляемые при комплексной интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) [3]. Однако данный метод неприменим в случае, если скважины, вскрывшие исследуемый пласт, находятся на приблизительно равных отметках и в данном случае рассматриваться не будет. Главным минусом данного метода является его нечувствительность к малоамплитудным нарушениям.

Существует метод определения расположения тектонических нарушений с использованием данных гравиразведки. В большинстве случаев разломы находят четкое отображение в гравитационном поле. Данный метод позволят довольно точно определить границы отдельных блоков, которым соответствуют зоны больших градиентов или узкие полосовые максимумы аномалий силы тяжести различной интенсивности.

Традиционный вариант выделения и трассирования аномалий, связанных с разломами, предусматривает трансформацию исходного поля силы тяжести (Vz) в поле горизонтального градиента (Vxy), в которых разрывные дислокации отображаются в виде хорошо локализуемых экстремумов [4].

Полный горизонтальный градиент гравитационного поля определяется по формуле:

В районах со сложным геологическим строением интегральная природа усложняет выделение и трассирование тектонических нарушений. В наиболее благоприятных условиях удается выявить тектонические нарушения, используя ряд косвенных признаков. К таким признакам относят: зоны высоких градиентов, резкое изменение ориентировки аномальной зоны, смещение линейно вытянутых аномалий, резкое ограничение аномалий, участки специфичной морфологии гравитационного поля, торцевое сочленение различно ориентированных аномалий, перерывы и резкое изменение амплитуды линейных аномалий [4].

Для подтверждения выделенного тектонического нарушения на юго-востоке пласта Д1 Южно-Зуевского поднятия и подтверждения возможности использования данного метода для поиска локальных нарушений была построена карта поля полного горизонтального градиента (рисунок 4).

Рисунок 4. Фрагмент карты поля полного горизонтального градиента с нанесенными границами пласта Д1 и выделенным нарушением

На приведенном выше фрагменте, используя косвенные признаки, было выделено предполагаемое тектоническое нарушение (красная линия). Линия нарушения проводилась по вектору распределения линейно расположенного максимума градиента в данном районе. Соотнесение с ранее закартированным нарушением (черная линия) показывает высокую точность данного метода и возможность использования данного метода для изучения расположения нарушений при проектировании системы ППД.

Таким образом, данный метод имеет значительное преимущество при проектировании системы разработки на ранних этапах, в том числе, когда месторождение находится на этапе разбуривания. Однако следует учитывать и сложность трассирования нарушений при сложном геологическом строении. В таком случае при возможности следует применять несколько методов.

Таким образом, комплексное изучение и интерпретация информации, поддержанная гидродинамическими и другими исследованиями, позволяет уточнить геологическое строение залежи, определить наличие тектонических нарушений и предположить их характер для дальнейшего использования полученной информации в процессе проектирования разработки месторождений, что позволит своевременно начинать заводнение и не допускать значительного снижения пластового давления и сопутствующих этому потерь добычи нефти.

Список используемых источников информации

1. Шилов Г.Я. Достоверная идентификация разломов – ключ к повышению эффективности нефтегазопоисковых работ / Г.Я. Шилов // Недропользование XXI век. – 2012. — №.3. – С.60-62.

2. Калинина Е.А. Опыт выделения тектонических нарушений по комплексу промыслово-геофизических исследований / Е.А. Калинина, С.Б. Остроухов, В.А. Бочкарев // Каротажник. – 2012. — №5. – С.22-29.

3. Бочкарев В. А. Сбросы и сдвиги в нефтегазовой геологии [Текст] / В.А. Бочкарев, А.В. Бочкарев – М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2012. – 221 с.

4. Рейтюхов К.С. Технология обработки и интерпретации геофизических данных при нефтепоисковых работах (на примере Волгоградского Поволжья) : дис. канд. геолого-минералогических наук : 25.00.10/Константин Сергеевич Рейтюхов; Сарат. гос. ун-т им. Н.Г.Чернышевского. – Саратов, 2004. – 133 с.