RU2363966C1 - Method of survey and assessment of reserves of oil deposits in tight fissured stringers developed in oil source strata - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: invention refers to oil geology. The essence of the invention is as follows: wells are bored with total recovery of core from target reservoirs, further there are performed seismic surveys, downhole logging, geo-physic surveys, field researches of wells and geo-chemical surveys of core and oil from target sediments. Stringers of collector are individualised on the set of obtained data. Capacity of empty space of each collector stringer is assessed by data set of radioactive and acoustic logging. Total specific capacity of collectors in a target well profile is calculated on preset critical value of yield coefficient. Critical value of total efficient capacity of collectors is calculated; this value allows limiting fields to paying and conditionally paying reserves. Geological reserves of oil accumulated in deposits are assessed by a volume method with division to paying and conditionally paying sections. Spacing of new survey wells is optimised on base of distribution of reserves of various categories along area to achieve maximal growth of paying reserves of oil per well. Optimisation of spacing of producing wells on base of distribution of productivity of collectors and of reserves density is performed so, as to achieve maximum yield in zones with maximal mass and density of reserves.

EFFECT: upgraded accuracy, reduced cost and terms, increased ecologic safety.

5 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин и для оценки геологических запасов нефти в коллекторах трещинного типа, развитых внутри нефтематеринских толщ, с разделением на рентабельные и условно рентабельные категории запасов.The invention relates to petroleum geology and can be used to optimize the location of exploratory and production wells and to assess the geological reserves of oil in fractured reservoirs developed inside the oil reservoirs, divided into cost-effective and conditionally cost-effective reserves categories.

Объектом исследований являются отложения, представляющие собой переслаивание пачек черных глинистых пород с высоким содержанием органического вещества (С_орг) и маломощных плотных пропластков преимущественно карбонатного и кремнистого состава.The object of research is deposits, which are interbedded packs of black clay rocks with a high content of organic matter ( _Corg ) and low-density dense layers of predominantly carbonate and siliceous composition.

С одной стороны, рассматриваемые отложения формируют нефтематеринские толщи, а с другой (в то же время) - вмещают промышленные скопления подвижной нефти, доступной для разработки на современном технологическом уровне.On the one hand, the deposits under consideration form the oil source strata, and on the other (at the same time) they contain industrial accumulations of mobile oil, which is available for development at the modern technological level.

Залежи нефти аккумулируются в трещинных и трещинно-кавернозных (трещинно-поровых) коллекторах, сформированных в плотных пропластках, по своему типу относятся к полностью литологически экранированным и не контролируются структурным планом толщи. Дебиты нефти при этом меняются в широких пределах и нередко превосходят 100 т/сут.Oil deposits accumulate in fractured and fissured-cavernous (fractured-pore) reservoirs formed in dense interlayers, by their type they are completely lithologically shielded and are not controlled by the structural plan of the sequence. In this case, oil production rates vary widely and often exceed 100 tons / day.

Открытие промышленных залежей нефти в такого рода толщах происходит, как правило, случайно при опоисковании и разведке нижележащих горизонтов. Запасы нефти оцениваются только в радиусе дренажа скважин, давших промышленные притоки. Подсчетные параметры при этом назначаются формально по рекомендациям директивных органов управления недропользованием. Например, эффективная толщина принимается равной 1/3 общей мощности пласта, а пористость - равной 8%.The discovery of industrial oil deposits in such strata occurs, as a rule, by chance during the exploration and exploration of the underlying horizons. Oil reserves are estimated only in the radius of drainage of wells that produced industrial inflows. Calculation parameters are assigned formally according to the recommendations of decision-making bodies of subsoil use management. For example, the effective thickness is taken equal to 1/3 of the total thickness of the reservoir, and the porosity is equal to 8%.

Такое положение резко снижает эффективность разведки и освоения нефтяного потенциала рассматриваемого типа отложений.This situation sharply reduces the efficiency of exploration and development of the oil potential of the type of sediment under consideration.

Один из подходов к преодолению сложившейся ситуации воплощен в «Способе прогнозирования зон развития вторичных коллекторов трещиноватого типа в осадочном чехле» авторов Зубкова М.Ю., Бондаренко П.М. (патент РФ №2183332, приоритет 08.11.2000, патентообладатель Зубков М.Ю). Указанные авторы связывают развитие трещиноватости в твердых хрупких пропластках исключительно с действием тектонических напряжений. Тектонические напряжения, по мнению авторов, формируют систему дизъюнктивных дислокаций разного масштаба при формировании окончательного структурного плана осадочного бассейна. Распределение трещиноватости по патенту РФ №2183332 является результатом математического, тектоноструктурного и оптико-поляризационного моделирования. Принятый авторами генезис трещиноватости привязывает зоны развития «вторичной трещиноватости» к структурному плану картируемого сейсморазведкой. Предложенный способ имеет следующие недостатки.One of the approaches to overcoming the current situation is embodied in the "Method for predicting the development zones of secondary fractured-type reservoirs in the sedimentary cover" by the authors Zubkova M.Yu., Bondarenko P.M. (RF patent No. 2183332, priority 08.11.2000, patent holder M. Zubkov). These authors attribute the development of fracturing in hard brittle layers to exclusively tectonic stresses. The tectonic stresses, according to the authors, form a system of disjunctive dislocations of various scales during the formation of the final structural plan of the sedimentary basin. The fracture distribution according to the RF patent No. 2183332 is the result of mathematical, tectonostructural and optical polarization modeling. The fracture genesis adopted by the authors attaches the development zones of “secondary fracture” to the structural plan of the mapped seismic survey. The proposed method has the following disadvantages.

1. Практика опровергла однозначную привязку зон развития вторичных трещиноватых коллекторов к каким-либо элементам структурного плана в осадочных толщах. Если бы это было так, то проблема поиска нефти, по крайней мере, в баженовской свите Западной Сибири была бы давно решена.1. Practice has refuted the unequivocal binding of the zones of development of secondary fractured reservoirs to any elements of the structural plan in sedimentary strata. If this were so, then the problem of oil search, at least in the Bazhenov formation of Western Siberia, would have been solved long ago.

2. В способе, изложенном Зубковым М.Ю. и Бондаренко П.М., не намечено никаких подходов к оценке емкостных свойств вторичной трещиноватости коллекторов, что не позволяет проводить оценку геологических запасов залежей нефти.2. In the method described by M. Zubkov and Bondarenko P.M., no approaches to assessing the capacitive properties of secondary fracture of reservoirs have been outlined, which does not allow an assessment of the geological reserves of oil deposits.

3. Предложения авторов патента РФ №2183332 не создают основы для оптимизации разведки и освоения залежей.3. The proposals of the authors of RF patent No. 2183332 do not create the basis for optimization of exploration and development of deposits.

Дальнейшим шагом на пути изучения промышленной нефтеносности нефтематеринских толщ явилось изобретение «Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных глинистых коллекторов в межскважинном пространстве» (патент РФ №2225020, приоритет от 25.02.2003, патентообладатель ЗАО «МиМГО», авторы Е.А.Копилевич, Е.А.Давыдова, B.C.Славкин, В.А.Мусихин). Особенностью рассматриваемой работы является то, что авторы предпринимают смелую попытку непосредственно связать коэффициент продуктивности в разведочных и эксплуатационных скважинах с сейсмическими динамическими параметрами, минуя работу с такими важнейшими характеристиками резервуара и залежей, как емкость, запасы и общая конструкция залежей. Введение в текст патента такого параметра резервуара, как коэффициент емкостной дифференциации (КЕД), является бесцельным, поскольку этот параметр нигде в дальнейшем не используется. Патент №2225020 не обеспечивает выделение коллекторов в разрезе скважин, оценку их пустотности и емкости, что исключает возможность подсчета запасов. Оптимизация размещения скважин в рамках данного патента возможна только по одному критерию - максимальная продуктивность. В то время как по всем канонам необходимо учитывать как продуктивность, так массу и плотность запасов. Несмотря на то что патент №2225020 выполнен в том же коллективе, что и предлагаемая работа, считать этот патент полноценным прототипом нельзя, поскольку упор делается на другие вещи.A further step in the study of the industrial oil content of oil source strata was the invention of the “Method of geophysical exploration for determining the oil productivity of fractured clay reservoirs in the interwell space” (RF patent No. 2225020, priority dated 02.25.2003, patent holder of CJSC MiMGO, authors E.A. Kopilevich, E.A.Davydova, BCSlavkin, V.A. Musikhin). A feature of this work is that the authors make a bold attempt to directly correlate the productivity coefficient in exploratory and production wells with seismic dynamic parameters, bypassing work with such important reservoir and reservoir characteristics as capacity, reserves and the overall reservoir design. The introduction of such a reservoir parameter as the coefficient of capacitive differentiation (CED) into the patent text is aimless, since this parameter is not used anywhere else. Patent No. 2225020 does not provide for the selection of reservoirs in the context of wells, the assessment of their voidness and capacity, which excludes the possibility of calculating reserves. Optimization of well placement within the framework of this patent is possible only according to one criterion - maximum productivity. While according to all the canons it is necessary to take into account both productivity and mass and density of stocks. Despite the fact that patent No. 2225020 is made in the same team as the proposed work, it is impossible to consider this patent as a full-fledged prototype, since the emphasis is on other things.

В предлагаемой заявке основной упор делается на выделение интервалов коллекторов в разрезе нефтематеринской толщи, оценку их емкостных свойств, что позволяет в дальнейшем, используя технологии прогноза свойств разреза в межскважинном пространстве, закартировать зоны развития коллекторов и провести оценку геологических запасов нефти.In the proposed application, the main emphasis is placed on separating reservoir intervals in the context of the oil source stratum, evaluating their capacitive properties, which subsequently makes it possible to map reservoir development zones and estimate geological reserves of oil using the technology for predicting section properties in the interwell space.

Техническим результатом предложенного способа является повышение надежности и точности обоснования заложения новых поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, составления и обоснования технико-экономических проектов доразведки и эксплуатации месторождений, повышение эффективности, сокращение стоимости и сроков геолого-разведочных работ на месторождениях нефти за счет сокращения объемов буровых работ и повышение их результативности, повышение экологичности за счет сокращения негативного воздействия на окружающую среду, уменьшения объемов бурения и объемов вспомогательных инженерных мероприятий.The technical result of the proposed method is to increase the reliability and accuracy of the justification for laying new exploration, exploration and production wells, to draw up and justify feasibility studies for field exploration and production, increase efficiency, reduce the cost and terms of geological exploration in oil fields by reducing the volume of drilling works and increasing their effectiveness, increasing environmental friendliness by reducing the negative impact on the environment, ensheniya drilling volumes and volumes of auxiliary engineering measures.

Технический результат достигается тем, что предлагаемый способ разведки и оценки запасов залежей нефти в плотных трещиноватых пропластках, развитых в нефтематеринских толщах, осуществляют, производя бурение скважин со сплошным отбором керна из целевых пластов, сейсморазведочные работы, геофизические и промысловые исследования скважин, геохимические исследования керна и нефти из целевых отложений, при этом по набору полученных данных индивидуализируют пропластки коллектора, по совокупности данных радиоактивного и акустического каротажей оценивают емкость пустотного пространства каждого коллекторского пропластка, рассчитывают суммарную удельную емкость коллекторов в целевом разрезе скважины, задавшись критическим значением коэффициента продуктивности, вычисляют критическое значение суммарной эффективной емкости коллекторов, которое позволяет ограничить поля рентабельных и условно рентабельных запасов, после чего объемным методом с разделением на рентабельные и условно рентабельные части оценивают геологические запасы нефти, аккумулированные в залежах, на основании распределения запасов разных категорий по площади оптимизируют размещение новых разведочных скважин так, чтобы достичь максимального прироста рентабельных запасов нефти на скважину, а на основании распределения продуктивности коллекторов и плотности запасов осуществляют оптимизацию размещения добычных скважин так, чтобы достичь наибольших дебитов в зонах с наибольшей массой и плотностью запасов.The technical result is achieved by the fact that the proposed method for exploring and assessing the reserves of oil deposits in dense fractured interlayers developed in oil source strata is carried out by drilling wells with continuous coring from target reservoirs, seismic surveys, geophysical and field studies of wells, geochemical studies of core and oil from target sediments, while collector interlayers are individualized by a set of obtained data, according to a combination of radioactive and acoustic data In addition, the capacity of the void space of each reservoir is estimated, the total specific capacity of the reservoirs in the target section of the well is calculated, setting the critical value of the productivity coefficient, the critical value of the total effective capacity of the reservoirs is calculated, which allows limiting the fields of profitable and conditionally profitable reserves, after which the volumetric method is divided into cost-effective and conditionally cost-effective parts estimate the geological reserves of oil accumulated in the deposits, n Based on the distribution of reserves of various categories by area, the placement of new exploratory wells is optimized in such a way as to achieve the maximum increase in profitable oil reserves per well, and based on the distribution of reservoir productivity and density of reserves, optimization of the placement of production wells is carried out so as to achieve the highest production rates in the areas with the largest mass and stock density.

На фиг.1 представлен пример сопоставления каротажа с данными механической дебитометрии.Figure 1 presents an example of a comparison of the logs with the data of mechanical debitometry.

На фиг.2 представлен пример аномально высокого содержания параметра S₁ Rock-Eval в образцах с крайне низким содержанием нерастворимого остатка породы после обработки 10% раствором соляной кислоты.Figure 2 presents an example of an abnormally high content of parameter S ₁ Rock-Eval in samples with an extremely low content of insoluble rock residue after treatment with 10% hydrochloric acid solution.

На фиг.3 представлен пример графика зависимости интенсивности притока (I, %) от пустотности коллекторов (К_п, %).Figure 3 presents an example of a graph of the dependence of the intensity of the influx (I,%) on the voidness of the collectors (K _p ,%).

На фиг.4 представлен пример графика зависимости продуктивности (К_прод) по скважинам от суммарной удельной емкости коллекторов (q, м³/м²).Figure 4 presents an example of a graph of productivity (K _prod ) for wells versus total specific reservoir capacity (q, m ³ / m ² ).

На фиг.5 представлен пример типизации глубоких скважин для одного из месторождений.Figure 5 presents an example of typification of deep wells for one of the fields.

В настоящее время известны два типа промышленной нефтеносности нефтематеринских толщ. В первом типе подвижная нефть (поддающаяся разработке существующими технологиями) аккумулируется как в инородных хрупких, твердых, трещиноватых пропластках, формирующих трещинный или трещинно-кавернозный (трещинно-поровый) коллектор, так и в специфическом коллекторе, состоящем из листоватых, сланцеватых трещинных глинистых пород, названных в Западной Сибири И.И.Нестеровым «рыхлым баженитом» (Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / Сборник научных трудов под ред. член-кор. АН СССР И.И.Нестерова - Тюмень: ЗапСибНИГНИ. - 1985). Во втором типе нефть содержится только в инородных хрупких, твердых, трещиноватых пропластках, формирующих трещинный и трещинно-кавернозный (трещинно-поровый) коллектор (Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья / В.С.Славкин, А.Д.Алексеев, В.Н.Колосков // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №8. - С.100-104).Currently, two types of industrial oil content of oil source strata are known. In the first type, mobile oil (amenable to development by existing technologies) is accumulated both in foreign brittle, hard, fractured interlayers that form a fractured or fissured-cavernous (fractured-pore) reservoir, and in a specific reservoir, consisting of leafy, shale fractured clay rocks, called “loose bazhenite” by I. I. Nesterov in Western Siberia (Bazhenite structure and oil and gas potential in Western Siberia / Collected Scientific Papers, ed. by Corresponding Member of the USSR Academy of Sciences I. I. Nesterov - Tyumen: ZapSibNIGNI. - 1985). In the second type, oil is contained only in foreign brittle, hard, fractured interlayers forming a fractured and fissured-cavernous (fractured-pore) reservoir (Some aspects of the geological structure and oil potential of the Bazhenov formation in the west of the Latitudinal Priobye / V.S. Slavkin, A. D. Alekseev, V.N. Koloskov // Oil industry. - 2007. - No. 8. - S.100-104).

Предлагаемая заявка имеет дело с нефтематеринскими породами второго типа, которые идентифицируются по следующим признакам.The proposed application deals with source rocks of the second type, which are identified by the following features.

1. Прямым и твердым доказательством отнесения изучаемых объектов к продуктивным нефтематеринским толщам второго типа является сопоставление данных каротажа, лабораторных и геохимических исследований керна с данными механической дебитометрии или термометрии.1. Direct and solid evidence of classifying the studied objects as productive oil source strata of the second type is a comparison of the logging data, laboratory and geochemical core studies with the data of mechanical debitometry or thermometry.

Из фиг.1 видно, что все приточные интервалы характеризуются: относительным минимумом на диаграммах гамма-каротажа (ГК), относительным максимумом на диаграммах нейтронного каротажа (нейтронный гамма-каротаж (НГК) или нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ)) и минимумом времени пробега (ΔT) упругих колебаний по данным акустического каротажа (АК) (максимумом скоростей распространения упругих колебаний). То есть можно сказать, что приточные интервалы обладают повышенной плотностью и скоростью распространения упругих колебаний, а следовательно, аномально высокой механической жесткостью и, что особенно важно для проведения сейсмического прогноза коллекторов, акустической жесткостью. Факт получения из этих объектов значительных притоков нефти с дебитами, которые нельзя объяснить поровой фильтрацией, с необходимостью приводит к выводу о том, что эти геологические объекты являются плотными трещиноватыми или трещинно-кавернозными (трещинно-поровыми) пропластками. Трещиноватость указанных пропластков может иметь как седиментационную, так и тектоническую природу. Седиментационный механизм образования трещиноватости может быть связан, например, с вторичным превращением известняковой составляющей породы в доломит. Доказательством значительной роли карбонатов в формировании трещинных коллекторов является аномально высокое содержание параметра S₁ Rock-Eval (определения параметра S₁ метода Rock-Eval, характеризующего наличие подвижной нефти) в образцах с крайне низким содержанием нерастворимого остатка породы после обработки 10% раствором соляной кислоты (фиг.2). Определенную роль в насыщении этих коллекторов нефтью играет и явление автофлюидоразрыва, имеющее место при первичной миграции нефти из нефтематеринской матрицы по трещинам коллектор. В то же время геохимические исследования показывают, что и черные глинистые породы нефтематеринской толщи содержат значительные объемы подвижной нефти. Однако они в силу особой структуры порового пространства (пористость от 8 до 10%) не способны обеспечить выход нефти в скважину со скоростями, фиксируемыми в реальном масштабе времени. Однако это не исключает первичной миграции подвижной нефти из черных глинистых пород в коллекторы со скоростями, характерными для геологического масштаба времени при фиксированных термобарических условиях.Figure 1 shows that all the inflow intervals are characterized by: a relative minimum in the gamma-ray log (GC) diagrams, a relative maximum in the neutron-log logs (neutron gamma-ray log (GC) or thermal neutron log (CT)) and a minimum of time the path (ΔT) of elastic vibrations according to the data of acoustic logging (AK) (the maximum propagation velocity of elastic vibrations). That is, it can be said that the supply intervals have an increased density and speed of propagation of elastic vibrations, and therefore an abnormally high mechanical rigidity and, which is especially important for conducting seismic forecasting of reservoirs, acoustic rigidity. The fact of obtaining significant oil flows from these objects with flow rates that cannot be explained by pore filtration necessarily leads to the conclusion that these geological objects are dense fractured or fissured-cavernous (fractured-pore) layers. Fracturing of these interlayers can have both sedimentary and tectonic nature. The sedimentation mechanism of fracture formation can be associated, for example, with the secondary transformation of the limestone component of the rock into dolomite. An evidence of the significant role of carbonates in the formation of fractured reservoirs is the abnormally high content of the S ₁ Rock-Eval parameter (determination of the S ₁ parameter _of the Rock-Eval method, which characterizes the presence of mobile oil) in samples with an extremely low content of insoluble rock residue after treatment with 10% hydrochloric acid solution ( figure 2). A certain role in the saturation of these reservoirs with oil is also played by the phenomenon of autofluid fracturing, which occurs during the initial migration of oil from the oil matrix through the fractures of the reservoir. At the same time, geochemical studies show that black clay rocks of the oil source stratum contain significant volumes of mobile oil. However, due to the special structure of the pore space (porosity from 8 to 10%), they are not able to provide oil output into the well with speeds recorded in real time. However, this does not exclude the primary migration of mobile oil from black clay rocks to reservoirs with velocities characteristic of the geological time scale under fixed thermobaric conditions.

Продуктивные нефтематеринские толщи второго типа характеризуются тем преимуществом, что их нефтенасыщенные коллектора представляют устойчивую систему, в которой трещины не охлопываются после стравливания характерного для подобных отложений аномально высокого пластового давления, что доказано результатами исследований керна и добычей нефти из ряда скважин на депрессии (с использованием ЭЦН). Этим рассмотренные коллектора выгодно отличаются от коллекторов типа «рыхлого баженита» (Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / Сборник научных трудов под ред. член-кор. АН СССР И.И.Нестерова - Тюмень: ЗапСибНИГНИ. - 1985), в которых скважины практически прекращают работу после стравливания аномально высокого пластового давления.The productive oil source strata of the second type are characterized by the advantage that their oil-saturated reservoirs represent a stable system in which the cracks do not collapse after the abnormally high formation pressure characteristic of such deposits is etched, which is proved by the results of core studies and oil production from a number of wells in depression (using ESP ) The considered reservoirs compare favorably with “loose bazhenite” type reservoirs (Structure and oil and gas content of bazhenites of Western Siberia / Collected Scientific Papers, ed., Corresponding Member of the USSR Academy of Sciences I.I. Nesterov - Tyumen: ZapSibNIGNI. - 1985), in which the wells are practically stop work after bleeding abnormally high reservoir pressure.

2. Залежи нефти в нефтематеринской толще 2-го типа характеризуются крупными линейными размерами большой площадью, а значит, и объемом аккумулированных запасов. Благодаря геохимическим исследованиям последних лет методом резервуарной геохимии («отпечатков пальцев», Кауфман, 1987 г.) показано единство нефтей, вскрытых в скважинах, расположенных в десятках километров друг от друга. Не нашла подтверждения гипотеза о том, что залежи нефти в подобных толщах являются локальными «гнездами нефтенасыщенного коллектора». Как показала опытно-промышленная разработка, они вполне пригодны для рентабельной эксплуатации в течение долгих лет в рамках имеющихся технологий.2. Oil deposits in the oil source stratum of the 2nd type are characterized by large linear dimensions with a large area, and hence the volume of accumulated reserves. Thanks to geochemical studies of recent years, reservoir geochemistry (“fingerprints”, Kaufman, 1987) showed the unity of the oils discovered in wells located tens of kilometers from each other. The hypothesis that oil deposits in such strata are local “oil saturated reservoir nests” did not find confirmation. As shown by pilot development, they are quite suitable for cost-effective operation for many years within the framework of existing technologies.

Предложенный способ осуществляется последовательностью следующих операцийThe proposed method is carried out by the sequence of the following operations

1) Производят бурение глубоких скважин со сплошным отбором керна из целевых пластов, т.е. в толще переслаивания пачек черных нефтематеринских пород с высоким содержанием С_орг и маломощных плотных пропластков карбонатного и кремнистого состава.1) Drilling deep wells with continuous coring from target formations, i.e. in the thickness of the intercalation of packs of black oil source rocks with a high content of _Corg and low-power dense layers of carbonate and siliceous composition.

2) Производят сейсморазведочные работы по технологиям 2D (площадная сейсморазведка) или, что более желательно, по технологии 3D (объемная сейсморазведка).2) Perform seismic exploration technology 2D (area seismic) or, more preferably, technology 3D (volumetric seismic).

3) Производят геофизические исследования скважин, включающие наряду со стандартным комплексом выполнение радиоактивного (РК) и акустического (АК) каротажей в открытом стволе. Указанные исследования необходимо выполнять, в том числе и в эксплуатационных скважинах, несмотря на технические трудности.3) Geophysical studies of wells are carried out, including, along with the standard complex, the implementation of radioactive (RK) and acoustic (AK) logs in the open hole. These studies must be performed, including in production wells, despite technical difficulties.

4) Производят промысловые исследования скважин. Испытания и освоение пластов коллекторов в целевом интервале разреза.4) Produce field studies of wells. Testing and development of reservoir layers in the target interval of the section.

5) Проведение как минимум в каждой второй продуктивной скважине механической дебитометрии или термометрии.5) Carrying out at least every second production well of mechanical debitometry or thermometry.

6) Выполнение лабораторных исследований керна с обязательными замерами естественной радиоактивности на керне, что необходимо для точной привязки кернового материала к каротажным кривым.6) Carrying out laboratory tests of core with mandatory measurements of natural radioactivity on the core, which is necessary for accurate binding of core material to the log curves.

7) Проведение геохимических исследований керна и нефти из разных скважин методом Rock-Eval и методом резервуарной геохимии («отпечатков пальцев», Кауфман, 1987 г.) соответственно.7) Carrying out geochemical studies of core and oil from different wells using the Rock-Eval method and the reservoir geochemistry method (“fingerprints”, Kaufman, 1987), respectively.

8) Проведение петрографо-литологических исследований поднятого керна из целевого интервала.8) Conducting petrographic and lithological studies of the raised core from the target interval.

9) По набору полученных данных индивидуализируют пропластки коллектора, по совокупности данных радиоактивного и акустического каротажей оценивают емкость пустотного пространства каждого коллекторского пропластка. Выполнение интерпретации данных геофизических исследований скважин, позволяющей в совокупности с результатами предыдущих этапов индивидуализировать пласты-коллекторы и оценить их эффективную емкость.9) The reservoir layers are individualized by the set of data obtained, the capacity of the void space of each reservoir layer is estimated from the totality of the radioactive and acoustic logs. Interpretation of data from geophysical surveys of wells, which, together with the results of the previous stages, allows individualizing reservoir layers and evaluating their effective capacity.

10) Выполнение обработки и интегрированной динамической интерпретации данных сейсморазведки.10) Perform processing and integrated dynamic interpretation of seismic data.

11) Моделирование природных резервуаров, являющихся продуктом интегрирования всех вышеперечисленных действий.11) Modeling of natural reservoirs, which are the product of the integration of all of the above actions.

Предлагаемое изобретение реализуется в несколько этапов. При этом этапы 1)-8) выполняются по стандартным технологиям.The present invention is implemented in several stages. In this case, steps 1) -8) are performed according to standard technologies.

Реализации оригинальной части изобретения начинается с интерпретации данных ГИС (этап 9)) на качественном уровне. Плотные пропластки, являющиеся потенциальными коллекторами, отображаются в данных ГИС минимумом ГК, максимумом НК (НГК или НКТ) и минимумом ΔТ (максимумом распространения скоростей упругих колебаний). Однако выделение объектов с указанными геофизическими характеристиками еще не гарантирует, что они на самом деле являются коллекторами. Из набора потенциальных коллекторов нужно еще выделить те, которые сумели реализовать свой потенциал, т.е имеют трещинную или трещинно-кавернозную (трещинно-поровую) эффективную емкость. Способ, предлагаемый в настоящей работе, использует разницу в фактических данных НК с синтетическими (НК_cинт), построенными по данным акустического каротажа, по математической модели, в которой не учтена трещинная и кавернозная составляющая пустотности. Наличие разницы служит качественным признаком коллектора в рассматриваемых отложениях.Implementation of the original part of the invention begins with the interpretation of GIS data (step 9)) at a qualitative level. Dense interlayers, which are potential reservoirs, are displayed in the GIS data by a minimum of HC, a maximum of NC (NGC or tubing) and a minimum of ΔT (maximum propagation of elastic vibration velocities). However, the selection of objects with the indicated geophysical characteristics does not guarantee that they are actually collectors. From the set of potential reservoirs, it is also necessary to single out those that have managed to realize their potential, i.e., have a fractured or fissured-cavernous (fractured-pore) effective capacity. The method proposed in this work uses the difference in the actual NC data with synthetic (NC _synth ), constructed according to the acoustic logging data, according to a mathematical model in which the fractured and cavernous component of voidness is not taken into account. The presence of a difference serves as a qualitative sign of the reservoir in the sediments under consideration.

Далее оценивают эффективную емкость трещинного пространства выделенных коллекторов (К_п) (является аналогом коэффициента пористости в терригенных коллекторах) по формуле:Next, evaluate the effective capacity of the fractured space of the selected reservoirs (K _p ) (is an analog of the porosity coefficient in terrigenous reservoirs) by the formula:

где величина С является функцией, зависящей от акустических характеристик упругой среды, коэффициента поглощения нейтронного потока и аппаратурной постоянной нейтронного каротажа.where the value of C is a function depending on the acoustic characteristics of the elastic medium, the absorption coefficient of the neutron flux and the instrument constant of neutron logging.

Важными преимуществами предлагаемого способа являются то, что не обязательно знать точные значения постоянных, участвующих в формулах математической модели синтетических показаний НК, и возможность использования неэталонированных геофизических данных.Important advantages of the proposed method are that it is not necessary to know the exact values of the constants involved in the formulas of the mathematical model of synthetic readings of NK, and the possibility of using non-standardized geophysical data.

Определение К_п по формуле (1) позволяет вовлечь в изучение целевого интервала практически весь фонд скважин, поскольку радиоактивный каротаж (РК) есть практически везде, а акустический каротаж присутствует в достаточно большом количестве скважин.The determination of K _p using formula (1) allows us to involve almost the entire well stock in the study of the target interval, since there are radioactive logs (RK) almost everywhere, and acoustic logging is present in a fairly large number of wells.

Контроль результатов интерпретации данных ГИС осуществляется на основе детального изучения керна, включающего рентгено-дифрактометрический анализ (минералогический состав), анализ шлифов под микроскопом (изучения минералогического состава и характера пустотного пространства), сопоставление с отдающими по данным механической дебитометрии или термометрии интервалами. Объем работ данного этапа определяется как степенью изученности объекта, так и реальными возможностями лабораторных комплексов.The control of the results of the interpretation of the well logging data is carried out on the basis of a detailed core study, including x-ray diffraction analysis (mineralogical composition), analysis of sections under a microscope (study of the mineralogical composition and nature of the void space), comparison with the intervals given by mechanical debitometry or thermometry. The scope of work at this stage is determined by both the degree of knowledge of the object and the real capabilities of the laboratory complexes.

По каждой скважине, где имеются данные механической дебитометрии, осуществляется сопоставление выделенных пластов коллекторов и их удельных емкостей (q_i=K_n,i·H_i, где q_i - удельная емкость i-го пропластка коллектора; K_n,i - его пустотность, ед.; H_i - его толщина, м) с замерами притоков по отдельным интервалам (фиг.3.) Работы этого этапа являются ключевыми. Наличие хорошего соответствия емкостных параметров отдельных пропластков показаниям дебитомера указывает на адекватность выполненных оценок емкостных свойств.For each well where mechanical debitometry data are available, the selected reservoir layers and their specific capacities are compared (q _i = K _{n, i} · H _i , where q _i is the specific capacity of the ith reservoir layer; K _{n, i} is its voidness , units; H _i - its thickness, m) with inflow measurements at individual intervals (Fig. 3.) The work of this stage is key. The presence of good compliance of the capacitive parameters of individual layers with the readings of the flow meter indicates the adequacy of the performed estimates of capacitive properties.

Если такое сопоставление дало удовлетворительный результат, то рассчитывается суммарная удельная емкость коллекторов в целевом разрезе скважины по формулеIf this comparison gives a satisfactory result, then the total specific reservoir capacity in the target section of the well is calculated by the formula

После чего строится график зависимости продуктивности от суммарной удельной емкости коллекторов (q) (фиг.4).After that, a graph of productivity versus total specific reservoir capacity (q) is plotted (Fig. 4).

Затем, задавшись критическим значением коэффициента продуктивности, вычисляют критическое значение суммарной эффективной емкости коллекторов, которое позволяет ограничить поля рентабельных и условно рентабельных запасов. Критическое значение коэффициента продуктивности рассчитывается на основании технико-экономических расчетов, которые выполняются с учетом конъюнктуры нефтяного рынка, налогового режима, инфраструктурных ограничений и т.п. То есть группа геологов и экономистов определяет рентабельный дебит или рентабельный коэффициент продуктивности, обеспечивающие реальную рентабельность добычи нефти в сложившейся обстановке. Вообще эта операция должна иметь итеративный характер с учетом не только экономики, но и технологических возможностей. Опираясь на такой график (фиг.4), критическое значение коэффициента продуктивности (характеризующее рентабельность) трансформируется в критическое значение удельной емкости, что позволяет получить критерии для разделения запасов на рентабельные и условно рентабельные. Другими словами, запасы в пределах полей с предполагаемой емкостью выше критической относятся к рентабельным, а запасы в полях с предполагаемой емкостью ниже критической - к условно рентабельным. Значение емкости, равной нулю, означает отсутствие коллекторов, т.е. отсутствие залежи.Then, having set the critical value of the productivity coefficient, the critical value of the total effective reservoir capacity is calculated, which allows limiting the fields of profitable and conditionally profitable reserves. The critical value of the productivity coefficient is calculated on the basis of technical and economic calculations that are carried out taking into account the situation in the oil market, tax regime, infrastructural restrictions, etc. That is, a group of geologists and economists determines a profitable flow rate or a profitable productivity coefficient that ensures real profitability of oil production in the current situation. In general, this operation should be iterative in nature, taking into account not only the economy, but also technological capabilities. Based on such a graph (Fig. 4), the critical value of the productivity coefficient (characterizing profitability) is transformed into the critical value of specific capacity, which allows us to obtain criteria for dividing stocks into profitable and conditionally profitable ones. In other words, stocks within fields with an estimated capacity above critical are considered profitable, and stocks in fields with an estimated capacity below critical are considered conditionally profitable. A capacitance of zero means no collectors, i.e. lack of deposits.

На следующем этапе на основе математического моделирования и экспериментов на реальном материале изучается отображение в поле динамических параметров сейсморазведки типов разрезов с наличием и отсутствием коллекторов. При положительном решении этого вопроса возникает реальная возможность отрисовки границ залежей по данным бурения и сейсморазведки. В противном случае они выбираются стандартным для данного типа залежей способом по данным бурения с возможным применением технических границ.At the next stage, based on mathematical modeling and experiments on real material, we study the mapping of the types of sections in the field of dynamic parameters of seismic exploration with the presence and absence of reservoirs. With a positive solution to this issue, there is a real possibility of drawing the boundaries of the deposits according to drilling and seismic data. Otherwise, they are selected by the standard method for this type of deposits according to drilling data with the possible use of technical boundaries.

Затем объемным методом с разделением на рентабельные и условно рентабельные части оценивают геологические запасы нефти, аккумулированные в залежах. Методами математического моделирования и экспериментами на реальном материале проверяется гипотеза о том, что типы разреза, содержащие рентабельные запасы, отображаются в поле сейсмических динамических параметров иначе, чем типы разреза, содержащие условно рентабельные запасы. Гипотеза относится к классу заведомо некорректных, поскольку представление о рентабельности запасов не является геологической характеристикой. Однако, если при истечении определенных обстоятельств такое разделение возможно, геолого-геофизическая целесообразность решения рассматриваемой задачи не вызывает сомнения, поскольку позволяет более точно оценить рентабельную часть запасов. Данные сейсмического определения типов разреза, основой которого является типизация глубоких скважин для одного из месторождений, приведены на фиг.5. Приводя полученные результаты, авторы подчеркивают, что существуют и другие эффективные средства сейсмического районирования по типам разреза, в том числе многочисленные динамические инверсии сейсмического поля (Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И.Петерсилье, В.И.Пороскуна, Г.Г.Яценко. - Москва - Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика» - 2003). Учитывая специфику изучаемого объекта, коэффициент нефтенасыщенности рекомендуется принять постоянным и близким к единице, а коэффициент объемного расширения определяется согласно ГОСТу Р. Тогда совокупность геологических запасов нефти может быть определена по формуле:Then, using the volumetric method, dividing it into cost-effective and conditionally cost-effective parts, the geological reserves of oil accumulated in the deposits are estimated. The methods of mathematical modeling and experiments on real material test the hypothesis that section types containing cost-effective reserves are displayed in the field of seismic dynamic parameters differently than section types containing conditionally cost-effective reserves. The hypothesis belongs to the class of deliberately incorrect ones, since the idea of profitability of reserves is not a geological characteristic. However, if at the end of certain circumstances such a separation is possible, the geological and geophysical feasibility of solving the problem in question is not in doubt, because it allows you to more accurately assess the cost-effective part of the reserves. The seismic data for determining the types of sections, the basis of which is the typification of deep wells for one of the fields, are shown in Fig.5. Citing the results, the authors emphasize that there are other effective means of seismic zoning according to the type of section, including numerous dynamic inversions of the seismic field (Methodological recommendations for calculating the geological reserves of oil and gas by the volumetric method. Edited by V.I. Petersilier, V. I. Poroskuna, G. G. Yatsenko. - Moscow - Tver: VNIGNI, Scientific and Practical Center “Tvergeofizika” - 2003). Given the specifics of the object under study, it is recommended that the oil saturation coefficient be constant and close to unity, and the volume expansion coefficient is determined according to GOST R. Then the set of geological oil reserves can be determined by the formula:

где q - удельная емкость коллекторов, м³/м²; x, y - площадные координаты; К_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы; θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единицы; σ_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³.where q is the specific capacity of the collectors, m ³ / m ² ; x, y are areal coordinates; To _n - the coefficient of oil saturation, a fraction of a unit; θ is the conversion factor taking into account the shrinkage of oil, a fraction of a unit; σ _n - oil density under surface conditions, t / m ³ .

На основании распределения запасов разных категорий по площади оптимизируют размещение новых разведочных скважин так, чтобы достичь максимального прироста рентабельных запасов нефти на скважину, а на основании распределения продуктивности коллекторов и плотности запасов осуществляют оптимизацию размещения добычных скважин так, чтобы достичь наибольших дебитов в зонах с наибольшей массой и плотностью запасов. Оптимизацию размещения разведочных и эксплуатационных скважин выполняют на основе совместного использования карты удельных запасов нефти (иллюстрирует запасы на единицу площади) и карты, характеризующей распределение рентабельных и условно рентабельных запасов по площади. При этом для разведочных скважин стремятся достичь максимального прироста рентабельных запасов нефти на скважину. Оптимизация размещения эксплуатационных скважин заключается в сгущении сети эксплуатационных скважин в зоне максимальной массы и плотности рентабельных запасов (в отдельных случаях бурение уплотняющей сетки).Based on the distribution of reserves of different categories by area, the placement of new exploratory wells is optimized in such a way as to achieve the maximum increase in profitable oil reserves per well, and based on the distribution of reservoir productivity and density of reserves, the location of production wells is optimized to achieve the highest production rates in the areas with the largest mass and stock density. Optimization of the location of exploratory and production wells is carried out on the basis of the joint use of a map of specific oil reserves (illustrates reserves per unit area) and a map characterizing the distribution of profitable and conditionally profitable reserves over the area. At the same time, for exploratory wells, they strive to achieve the maximum increase in profitable oil reserves per well. Optimization of the location of production wells consists in thickening the network of production wells in the zone of maximum mass and density of profitable reserves (in some cases, drilling a sealing grid).

Claims (1)

Способ разведки и оценки запасов залежей нефти в плотных трещиноватых пропластках, развитых в нефтематеринских толщах, характеризующийся тем, что производят бурение скважин со сплошным отбором керна из целевых пластов, сейсморазведочные работы, геофизические и промысловые исследования скважин, геохимические исследования керна и нефти из целевых отложений, при этом по набору полученных данных индивидуализируют пропластки коллектора, по совокупности данных радиоактивного и акустического каротажей оценивают емкость пустотного пространства каждого коллекторского пропластка, рассчитывают суммарную удельную емкость коллекторов в целевом разрезе скважины, задавшись критическим значением коэффициента продуктивности, вычисляют критическое значение суммарной эффективной емкости коллекторов, которое позволяет ограничить поля рентабельных и условно рентабельных запасов, после чего объемным методом с разделением на рентабельные и условно рентабельные части оценивают геологические запасы нефти, аккумулированные в залежах, на основании распределения запасов разных категорий по площади оптимизируют размещение новых разведочных скважин так, чтобы достичь максимального прироста рентабельных запасов нефти на скважину, а на основании распределения продуктивности коллекторов и плотности запасов осуществляют оптимизацию размещения добычных скважин так, чтобы достичь наибольших дебитов в зонах с наибольшей массой и плотностью запасов. The method of exploration and assessment of oil reserves in dense fractured layers developed in oil reservoirs, characterized in that they drill wells with continuous coring from target reservoirs, seismic surveys, geophysical and field studies of wells, geochemical studies of core and oil from target sediments, at the same time, collector beds are individualized by the set of obtained data, the capacity of the hollow space is estimated from the totality of the radioactive and acoustic logs The properties of each reservoir, calculate the total specific reservoir capacity in the target section of the well, having set a critical value of the productivity coefficient, calculate the critical value of the total effective reservoir capacity, which allows you to limit the fields of cost-effective and conditionally profitable reserves, after which the volumetric method is divided into cost-effective and conditionally cost-effective parts estimate the geological reserves of oil accumulated in the deposits based on the distribution of reserves of different category of the square optimize the deployment of new exploration wells so as to achieve maximum growth viable oil reserves per well, and on the basis of distribution collectors and productivity stocks density optimization performed placing production wells so as to achieve the greatest flow rates in the areas with the greatest mass and stock density.

Images