Изучение особенностей строения и разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с использованием промысловых данных и рентгеновской микротомографии

В настоящее время большое количество научных работ, посвященных изучению особенностей геологического строения и разработке залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах, основаны на применении какого-либо одного метода исследования. В данной статье показаны преимущества комплексного использования современных методов исследования керна, в том числе рентгеновской микротомографии и электронной микроскопии, а также данных гидродинамических и промысловых исследований скважин. Преимуществом использованного подхода является возможность изучения залежи на трех уровнях: керн-скважина-объект разработки, обоснованно переносить данные микроисследований на закономерности реализации технологических процессов добычи нефти. Объектами исследований настоящей статьи являются фаменские залежи нефти двух соседних месторождений, являющихся, на первый взгляд, аналогами по сходству укрупненных геолого-физических характеристик. Всесторонние исследования образцов керна этих месторождений позволили установить различия как в минеральном составе пород, так и в строении их пустотного пространства, особенно в размерах и распределении поровых каналов. Так, при примерно равной пористости для одного из месторождений установлено наличие двух типов пустот и двукратное превалирование размера наиболее крупных из них. По данным комплекса лабораторных методов исследования керна коллектор отнесен к поровому типу (трещины не обнаружены). Выполненная интерпретация гидродинамических исследований подтвердила этот факт, позволила установить наличие зависимости проницаемости коллектора от пластового давления (деформация пустотного пространства коллектора), а также построить по каждой скважине соответствующую индивидуальную зависимость. Сравнение уравнений, аппроксимирующих данных зависимости, продемонстрировало более выраженную деформацию коллектора, для которого характерно наличие крупных пор и каверн. То есть комплекс лабораторных и гидродинамических исследований позволил установить вероятность деформации пустотного пространства карбонатного коллектора даже при отсутствии в нем трещин. В свою очередь, деформация коллектора выделена в качестве наиболее вероятной причины, объясняющей разные темпы снижения дебитов скважин рассматриваемых месторождений.

1. Дзюбло А.Д., Бороздин С.О. (2021). Новые данные комплексного исследования геомеханических и петрофизических свойств породколлекторов Долгинского месторождения Печорского моря. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 332(10), c. 105–115. https://doi.org/10.18799/24131830/2021/10/3398

2. Жуков В.С., Кузьмин Ю.О. (2021). Экспериментальная оценка коэффициентов сжимаемости трещин и межзерновых пор коллектора нефти и газа. Записки Горного института, 251(5), c. 658–666. https://doi.org/10.31897/PMI.2021.5.5

3. Жуков В.С. (2019). Влияние трещинной пустотности на проницаемость горных пород при росте эффективного давления. Новые идеи в геологии нефти и газа: Сб. тр. М: Перо, с. 179-184.

4. Исакова Т.Г., Дьяконова Т.Ф., Носикова А.Д., Калмыков Г.А., Акиньшин А.В., Яценко В.М. (2021). Прогнозная оценка фильтрационной способности тонкослоистых коллекторов викуловской свиты по результатам исследования керна и ГИС. Георесурсы, 23(2), c. 170-178. https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.17

5. Мартюшев Д.А. (2020). Оценка влияния напряженного состояния горных пород на проницаемость карбонатных коллекторов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331(8), c. 24-33. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/8/2765

6. Мартюшев Д.А., Зайцев Р.А. (2019). Влияние петрофизических параметров рифогенных карбонатных коллекторов нефтяных месторождений турнейско-фаменских отложений верхнего прикамья на продуктивность добывающих скважин. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(11), c. 77-85. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/11/2350

7. Мартюшев Д.А., Слушкина А.Ю. (2019). Оценка информативности определения фильтрационных параметров пласта на основе интерпретации кривых стабилизации давления. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(10), c. 26-32. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/10/2295

8. Пономарев А.А., Заватский М.Д., Нуруллина Т.С., Кадыров М.А., Галинский К.А., Тугушев О.А. (2021). Применение рентгеновской микротомографии керна в нефтепромысловой геологии. Георесурсы, 23(4), c. 34-43. https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.4

9. Пономарев А.И., Меркулов А.В., Сопнев Т.В., Мурзалимов З.У., Кущ И.И., Кожухарь Р.Л. (2021). Оценка точности определения коэффициента пористости при выполнении трехмерных геологических построений. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 332(4), c. 97-106. https://doi.org/10.18799/24131830/2021/4/3152

10. Хузин Р. Р., Андреев В. Е., Мухаметшин В. В., Кулешова Л. С., Дубинский Г. С., Сафиуллина А. Р. (2021). Влияние гидравлического сжатия пласта на фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов. Записки Горного института, 251(5), c. 688-697. https://doi.org/10.31897/PMI.2021.5.8

11. Чучалина К.Ю., Коровин М.О. (2021). Особенности петрофизических свойств сложнопостроенных карбонатных толщ по комплексным геофизическим данным. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 332(7), c. 107–113. https://doi.org/10.18799/24131830/2021/7/3268

12. Bernabe Y. (1986). Permeability and Pore Structure of Rocks under Pressure. Charter 2. The effective pressure law for permeability in Chelmsford granite and Barre granite. Massachusetts Institute of Technology, 156 p.

13. Dmitriy A. Martyushev, Suresh Kumar Govindarajan, Yingwen Li, Yongfei Yang (2022). Experimental study of the influence of the content of calcite and dolomite in the rock on the efficiency of acid treatment. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208(Part E), 109770. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109770

14. Dmitry Prokhorov, Vadim Lisitsa, Tatyana Khachkova, Yaroslav Bazaikin, Yongfei Yang (2021). Topology-based characterization of chemicallyinduced pore space changes using reduction of 3D digital images. Journal of Computational Science, 58, 101550. https://doi.org/10.1016/j.jocs.2021.101550

15. Eloisa Salina Borello, Costanzo Peter, Filippo Panini, Dario Viberti (2022). Application of an algorithm for microstructure and transport properties characterization from 3D rock images. Energy, 239(Part C), 122151. https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.122151

16. Enrique Gomez-Rivas, Juan Diego Martín-Martín, Paul D. Bons, Daniel Koehn, Albert Griera, Anna Travé, Maria-Gema Llorens, Elliot Humphrey, Joyce Neilson (2022). Stylolites and stylolite networks as primary controls on the geometry and distribution of carbonate diagenetic alterations. Marine and Petroleum Geology, 136, 105444. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2021.105444

17. Jihad Hamd, Adrian Cerepi, Rudy Swennen, Corinne Loisy, Serge Galaup, Léa Pigot (2022). Sedimentary and diagenetic effects on reservoir properties of Upper Cretaceous Ionian Basin and Kruja platform carbonates, Albania. Marine and Petroleum Geology, 105549. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2022.105549

18. Jinxiong Shi, Xiangyuan Zhao, Renfang Pana, Lianbo Zeng, Wenjun Luo (2022). Natural fractures in the deep Sinian carbonates of the central Sichuan Basin, China: Implications for reservoir quality. Journal of Petroleum Science and Engineering, 110829. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110829

19. Miller Zambrano, Tiziano Volatili, Lucia Mancini, Alan Pitts, Maurizio Giorgioni, Emanuele Tondi (2021). Pore-scale dual-porosity and dualpermeability modeling in an exposed multi-facies porous carbonate reservoir. Marine and Petroleum Geology, 128, 105004, https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2021.105004

20. Mingfeng Wang, Junjian Wang, Shu Tao, Dazhen Tang, Chenchen Wang, Jie Yi (2020). Quantitative characterization of void and demineralization effect in coal based on dual-resolution X-ray computed tomography. Fuel, 267, 116836. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.116836

21. Mohamed I. Abdel-Fattah, Souvik Sen, Sara M. Abuzied, Mohamed Abioui, Ahmed E. Radwan, Mohammed Benssaou (2022). Facies analysis and petrophysical investigation of the Late Miocene Abu Madi sandstones gas reservoirs from offshore Baltim East field (Nile Delta, Egypt). Marine and Petroleum Geology, 137, 105501. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2021.105501

22. Moussa Tembely, Ali M. AlSumaiti, Waleed S. Alameri (2021). Machine and deep learning for estimating the permeability of complex carbonate rock from X-ray micro-computed tomography. Energy Reports, 7, pp. 1460-1472. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2021.02.065

23. Patzek T.W., Saad A.M., Hassan A. (2022). Multimodal Carbonates: Distribution of Oil Saturation in the Microporous Regions of Arab Formations. Energies, 15(3), 1243. https://doi.org/10.3390/en15031243

24. Rui Song, Yao Wang, Shuyu Sun, Jianjun Liu (2021). Characterization and microfabrication of natural porous rocks: From micro-CT imaging and digital rock modelling to micro-3D-printed rock analogs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 205, 108827. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108827

25. Syed Muhammad Ibad, E. Padmanabhan (2022). Lithofacies, mineralogy, and pore types in Paleozoic gas shales from Western Peninsular Malaysia. Journal of Petroleum Science and Engineering, 110239. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110239

26. Weiqiang LI, Longxin MU, Lun ZHAO, Jianxin LI, Shuqin WANG, Zifei FAN, Dali SHAO, Changhai LI, Fachao SHAN, Wenqi ZHAO, Meng SUN (2020). Pore-throat structure characteristics and its impact on the porosity and permeability relationship of Carboniferous carbonate reservoirs in eastern edge of Pre-Caspian Basin. Petroleum Exploration and Development, 47(5), pp. 1027-1041. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(20)60114-8