В статье рассмотрено влияние трещиноватости на интенсификацию притока из пласта в карбонатных коллекторах на разработку месторождений.
Ключевые слова: трещиноватость, карбонатный коллектор .
Карбонатные коллекторы содержат значительное количество углеводородов, но обычно имеют низкую проницаемость, поэтому фильтрация флюидов чаще всего осуществляется через трещины в породе. Система трещин выступает как проводящая сеть. Понимание основных закономерностей трещиноватости породы-коллектора, влияющих на их фильтрационно-емкостные свойства, помогает в прогнозировании запасов углеводородов и выборе методов их разработки. Определение направления трещин и степени их раскрытия играет важную роль по ряду причин.
Для успешного бурения наклонных и горизонтальных скважин важно учитывать информацию о направлении трещин. Оптимальное расположение ствола скважины перпендикулярно плоскости трещин обеспечивает более эффективное пересечение их, что способствует увеличению дебита.
Происхождение трещин в пласте в большей степени зависит от напряженно-деформированного состояния породы, что оказывает влияние на характеристики продуктивных пластов и методы их разработки. В трещиноватой породе поля напряжений анизотропны, а трещины отражают напряженно-деформированное состояние пласта, что делает изучение трещиноватости основным фактором для определения главных осей напряжения.
Направление развития трещин напрямую связано с эффективностью гидравлического разрыва пласта, при проектировании которого необходимо учитывать уже существующие трещины, анизотропию поля напряжений и статические геомеханические свойства породы.
При разработке залежей, связанных с карбонатными отложениями, важным аспектом является повышение добычи углеводородов за счет активации трещиноватых участков коллекторов. В зонах трещиноватости выделяется дополнительное поровое пространство, способствующее формированию трещин. Каждая трещина обладает своими уникальными фильтрационно-емкостными характеристиками: трещинная пористость и проницаемость. Зная первый показатель (пористость), можно определить проницаемость, которая напрямую зависит от открытости трещины. [1]:
К тр = (b 2 /12)·ϕ тр , (1)
где К тр — трещинная проницаемость (мД);
b — раскрытость трещины (мкм);
ϕ тр — трещинная пористость.
Для удержания вертикальных трещин в продуктивном пласте в раскрытом состоянии пластовое давление жидкости, заполняющей эти трещины, должно превышать боковое горное давление, которое определяется с учетом коэффициента бокового распора:
P бок = Р гор ·К бок , (2)
где P бок — боковое давление (горизонтальная составляющая напряжения);
Р гор — вертикальное полное горное давление (Мпа);
К бок — коэффициент бокового распора.
Коэффициент бокового распора определяется через коэффициент Пуассона карбонатной породы (ν), а раскрытость трещины — из следующего выражения:
b = (16,5·h т /Е)·(Р пл — Р бок ), (3)
где h т — толщина пласта (см);
Е — модуль упругости (модуль Юнга, МПа);
Р пл — пластовое давление (МПа).
Существует зависимость между упругими свойствами карбонатных пород и коэффициентом бокового распора, а также раскрытостью вертикальных трещин, что позволяет использовать результаты определения упругих параметров известняков для изучения характера вертикальной трещиноватости карбонатных коллекторов. Давление играет значительную роль в поддержании раскрытости трещин: при попытке получить приток нефти путем снижения давления на забое может произойти смыкание трещин, что повлечет снижение притока к скважине или его полное отсутствие [2].
На Арчинском месторождении трещиноватость карбонатных пород была изучена путем анализа кернового материала и данных геофизических исследований скважин. В ходе исследования выявлено, что средний вынос керна составляет 40 %, что характерно для более плотных и крепких пород. Оценка таких образцов на фильтрационно-емкостные свойства породы заведомо занижена и не дает реальную характеристику трещиноватости. Детальное изучение показало разнообразие в интенсивности развития трещин, открытых и залеченных кальцитом.
Пластовый микросканер (FMI) показал развитие трещиноватости по всему палеозойскому комплексу с уменьшением плотности трещин вниз по разрезу и азимутом простирания трещин в северо-западном направлении (330°) [3].
Анализ сейсмических исследований и геофизических данных, выявило зоны интенсивной трещиноватости в области коры выветривания, характеризующееся с хорошими фильтрационными параметрами, которые являются перспективными для разработки месторождения.
Для более полного изучения на Арчинском месторождения необходимо провести дополнительные исследования, включая изучение протяженности (длина трещин) и по разрезу (высота трещин), раскрытости трещин, трещинную проницаемость и пористость, а также коэффициент сжимаемости трещин.
Литература:
- Гольфрахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. — М.: Недра, 1986.
- Викторин В. Д. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам / Викторин В. Д., Лыков Н. А. М.: Недра, 1980.-202 с.
- Главнова Е.Н, Жуковская Е.А Особенности геологического строения и разработки Арчинского месторождения // Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 2. — С. 110–113
