Голосование

АВПД имеет глубинное или седиментогенное происхождение?

Глубинное, внеосадочное
3 (100%)
Седиментогенное
0 (0%)
Затрудняюсь ответить
0 (0%)

Проголосовало пользователей: 3

Автор Тема: АВПД - природа явления и способы прогнозирования  (Прочитано 5394 раз)

0 Пользователей и 1 Гость просматривают эту тему.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3475
Валерий Александрович, уважаю Вас за настойчивость и упрямство в отстаивании своих идей. Но логика такова, что с законами физики не поспоришь и в данном случае (природа АВПД и нисходящая миграция) эти законы работают против Вас, а тут уже никакая настойчивость и упрямство Вам не помогут.

К слову только замечу, что природа АВПД везде в мире одинаковая, а в бажене ЗС она классически демонстрирует напорную инъекционную природу в условиях гидродинамически замкнутой (низкопроницаемой) системы.

Вы спрашиваете, "Почему ниже АВПД пластовое давление подчинено гидростатическому закону (в общем случае)?", а потому, что ниже (в тюменке) нет таких мощных покрышек как бажен, способных сохранить АВПД от рассеивания.

Ахмет Иссакович!
Настойчивость и упрямство не столько функция характера, сколько давление той фактуры, которую пришлось видеть.
Представьте себе, когда при бурении скважины уходит в пласт раствор, - это модель нисходящей фильтрации в строгом соответствии с ФИЗИКОЙ, ее законами.
При оживлении разлома, соединяющего бажен (с пл.давлением 450 атм) и тюменку (с пл.давлением -300 атм), куда потечет флюид?

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3745
    • Альтернативная нефть
Валерий Александрович, не вопрос, отвечу без больших затруднений.

1. Представьте себе, когда при бурении скважины уходит в пласт раствор, - это модель нисходящей фильтрации в строгом соответствии с ФИЗИКОЙ, ее законами.

Ответ: нет, это не нисходящая фильтрация, а боковая, принудительная фильтрация (не миграция) бурового раствора в пласт за счет разности гидравлического напора, обусловленного градиентом плотности флюида (буровой раствор - 1,2-1,4; пластовая вола - 1). Это при условии, что не работают насосы, гоняющие буровой раствор по колонне. Этот Ваш довод снят.

2. При оживлении разлома, соединяющего бажен (с пл.давлением 450 атм) и тюменку (с пл.давлением -300 атм), куда потечет флюид?

Ответ: если разлом оживляется естественным путем (геологическим), он растет снизу-вверх и несет в своем теле напорный глубинный флюид, обеспечивающий расклинивающий эффект и рост разлома. Потом, некорректная постановка вопроса. Вы моделируете ситуацию после формирования АВПД, а момент ее формирования, будет все наоборот: проникновение разлома в чехол и напорная инъекция снизу с пласты под мощными экранами. Наблюдаемая картина - это релаксированные давления.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3475
Валерий Александрович, не вопрос, отвечу без больших затруднений.

1. Представьте себе, когда при бурении скважины уходит в пласт раствор, - это модель нисходящей фильтрации в строгом соответствии с ФИЗИКОЙ, ее законами.

Ответ: нет, это не нисходящая фильтрация, а боковая, принудительная фильтрация (не миграция) бурового раствора в пласт за счет разности гидравлического напора, обусловленного градиентом плотности флюида (буровой раствор - 1,2-1,4; пластовая вола - 1). Это при условии, что не работают насосы, гоняющие буровой раствор по колонне. Этот Ваш довод снят.

Пока не получается.
Здесь нисходящая и боковая (без разности) определены репрессией: разностью забойного давления (давление столба пром.жидкости) и пластовым давлением. При работающих насосах -+ динамические давления.
Да, это можно назвать принудительной фильтрацией (и миграцией). И что? Разве та миграция, о которой говорите Вы, не принудительная?



2. При оживлении разлома, соединяющего бажен (с пл.давлением 450 атм) и тюменку (с пл.давлением -300 атм), куда потечет флюид?

Ответ: если разлом оживляется естественным путем (геологическим), он растет снизу-вверх

Не только. По Гзовскому бывает и сверху- вниз

 и несет в своем теле напорный глубинный флюид, обеспечивающий расклинивающий эффект и рост разлома.

Как доказать, что первичен "...напорный глубинный флюид, обеспечивающий расклинивающий эффект и рост разлома."?

 Потом, некорректная постановка вопроса. Вы моделируете ситуацию после формирования АВПД, а момент ее формирования, будет все наоборот: проникновение разлома в чехол и напорная инъекция снизу с пласты под мощными экранами. Наблюдаемая картина - это релаксированные давления.

Почему же тогда нижнетюменские достаточно мощные глинистые толщи не имеют АВПД?
Почему все коллектора в тюменке содержат флюид под давлением Р=кН+А?
Такая ровная релаксация?

« Последнее редактирование: Июнь 23, 2016, 03:51:14 pm от Карпов Валерий Александрович »

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3745
    • Альтернативная нефть
 Валерий Александрович, по первому вопросу нельзя путать природные факторы миграции и техногенные факторы фильтрации в пласт из скважины. Мы же рассуждаем о формировании залежей, там нет насосов, которые бы создавали репрессии на пласт, только гравитационный фактор, который для воды при плотности 1, может обеспечить нисходящую миграцию до глубины 1 км (до уравновешивания с величиной гидростатического пластового давления).

По второму вопросу. Трещины (разломы), обеспечивающие флюидопотоки при формировании залежей растут и фильтруют снизу. Для этих задач Ваш ТБ может работать только на глубину до 1 км (около 800 м, учитывая плотность нефти). Заметьте я рассуждаю не для порового пространства, где Ваш механизм невозможен из-за капиллярного сопротивления, я рассуждаю абстрактно для некой вертикальной высокопроницаемой трещинной зоны, для которой фильтрационные сопротивления условно мы сводим к минимуму.

Насчет тюменки ничего не понял. Но мое видение этой проблемы можно почитать в конце статьи: ТЕХНОЛОГИЯ  МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (http://conference.deepoil.ru/images/stories/docs/4KR/theses/Timurziev-Lastovetsky_Theses.pdf)
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1516
Валерий Александрович, по первому вопросу нельзя путать природные факторы миграции и техногенные факторы фильтрации в пласт из скважины. Мы же рассуждаем о формировании залежей, там нет насосов, которые бы создавали репрессии на пласт, только гравитационный фактор, который для воды при плотности 1, может обеспечить нисходящую миграцию до глубины 1 км (до уравновешивания с величиной гидростатического пластового давления).

По второму вопросу. Трещины (разломы), обеспечивающие флюидопотоки при формировании залежей растут и фильтруют снизу. Для этих задач Ваш ТБ может работать только на глубину до 1 км (около 800 м, учитывая плотность нефти). Заметьте я рассуждаю не для порового пространства, где Ваш механизм невозможен из-за капиллярного сопротивления, я рассуждаю абстрактно для некой вертикальной высокопроницаемой трещинной зоны, для которой фильтрационные сопротивления условно мы сводим к минимуму.

Насчет тюменки ничего не понял...


Ахмет Иссакович, я предполагаю у Валерия Александровича синдром "профессионального перекоса". По видимому он в основном разрабатывал месторождения на глубинах до 3,5-4км, где влияние литостатическго давления относительно слабое.
А добыча нефти с глубин более 5км, где литостатическое давление начинает оказывать всё возрастающее влияние на процесс разработки, для него практически белое пятно.
Тут даже показывай фотки как фонтанирует нефть с глубины около 10км, всё равно будет повторять мантру "о нисходящих фильтрациях".

 :)
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3475
Валерий Александрович, по первому вопросу нельзя путать природные факторы миграции и техногенные факторы фильтрации в пласт из скважины. Мы же рассуждаем о формировании залежей, там нет насосов, которые бы создавали репрессии на пласт, только гравитационный фактор, который для воды при плотности 1, может обеспечить нисходящую миграцию до глубины 1 км (до уравновешивания с величиной гидростатического пластового давления).

По второму вопросу. Трещины (разломы), обеспечивающие флюидопотоки при формировании залежей растут и фильтруют снизу. Для этих задач Ваш ТБ может работать только на глубину до 1 км (около 800 м, учитывая плотность нефти). Заметьте я рассуждаю не для порового пространства, где Ваш механизм невозможен из-за капиллярного сопротивления, я рассуждаю абстрактно для некой вертикальной высокопроницаемой трещинной зоны, для которой фильтрационные сопротивления условно мы сводим к минимуму.

Насчет тюменки ничего не понял...


Ахмет Иссакович, я предполагаю у Валерия Александровича синдром "профессионального перекоса". По видимому он в основном разрабатывал месторождения на глубинах до 3,5-4км, где влияние литостатическго давления относительно слабое.
А добыча нефти с глубин более 5км, где литостатическое давление начинает оказывать всё возрастающее влияние на процесс разработки, для него практически белое пятно.
Тут даже показывай фотки как фонтанирует нефть с глубины около 10км, всё равно будет повторять мантру "о нисходящих фильтрациях".

 :)
Если б, Николай Борисович, Вы были бы избавлены от другого синдрома, Вы бы знали: масштабы и последствия выброса, нерегулируемого фонтанирования НЕ ЗАВИСЯТ ОТ ГЛУБИНЫ.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1516
Цитировать
Если б, Николай Борисович, Вы были бы избавлены от другого синдрома, Вы бы знали: масштабы и последствия выброса, нерегулируемого фонтанирования НЕ ЗАВИСЯТ ОТ ГЛУБИНЫ.

Валерий Александрович, это давно известно.
Ещё в начале прошлого века нефть аварийно фонтанировала в Бориславе с полукилометровой глубины.


Тут интересно следующее, скважина практически исскуственный аналог нефтепроводящего разлома.
Она также нарушает метастабильное равновесие в месторождении, что приводит к аварийному фонтанному выбросу нефти снизу-вверх.
 ;)
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3475
Цитировать
Если б, Николай Борисович, Вы были бы избавлены от другого синдрома, Вы бы знали: масштабы и последствия выброса, нерегулируемого фонтанирования НЕ ЗАВИСЯТ ОТ ГЛУБИНЫ.

Валерий Александрович, это давно известно.
Ещё в начале прошлого века нефть аварийно фонтанировала в Бориславе с полукилометровой глубины.


Тут интересно следующее, скважина практически исскуственный аналог нефтепроводящего разлома.
Она также нарушает метастабильное равновесие в месторождении, что приводит к аварийному фонтанному выбросу нефти снизу-вверх.
 ;)
Тем более.
"Она также нарушает метастабильное равновесие в месторождении, что приводит к аварийному фонтанному выбросу нефти снизу-вверх."
Или нисходящую фильтрацию (поглощение) сверху - вниз (как и разлом).

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1516
Цитировать
"Она также нарушает метастабильное равновесие в месторождении, что приводит к аварийному фонтанному выбросу нефти снизу-вверх."
Или нисходящую фильтрацию (поглощение) сверху - вниз (как и разлом).

Валерий Александрович это не более чем абстрактные рассуждения.
Приведите пример хотя бы одно конкретного месторождения сформированное за счёт даказанной нисходящей фильтрации сверху.

:)
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3475
Валерий Александрович, по первому вопросу нельзя путать природные факторы миграции и техногенные факторы фильтрации в пласт из скважины. Мы же рассуждаем о формировании залежей, там нет насосов, которые бы создавали репрессии на пласт, только гравитационный фактор, который для воды при плотности 1, может обеспечить нисходящую миграцию до глубины 1 км (до уравновешивания с величиной гидростатического пластового давления).

По второму вопросу. Трещины (разломы), обеспечивающие флюидопотоки при формировании залежей растут и фильтруют снизу. Для этих задач Ваш ТБ может работать только на глубину до 1 км (около 800 м, учитывая плотность нефти). Заметьте я рассуждаю не для порового пространства, где Ваш механизм невозможен из-за капиллярного сопротивления, я рассуждаю абстрактно для некой вертикальной высокопроницаемой трещинной зоны, для которой фильтрационные сопротивления условно мы сводим к минимуму.

Насчет тюменки ничего не понял. Но мое видение этой проблемы можно почитать в конце статьи: ТЕХНОЛОГИЯ  МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (http://conference.deepoil.ru/images/stories/docs/4KR/theses/Timurziev-Lastovetsky_Theses.pdf)
Цитата:"Заключение. Мы кратко рассмотрели области практического применения результатов математического моделирования напряженно-деформированного состояния горных  пород для решения основных задач практической геологоразведки. Совершенно очевидно, что возможности технологии много шире и здесь до конца не освещены.
Учитывая, что методика количественной оценки параметров НДС горных пород по результатам математического моделирования является производственно реализованной технологией объемного выделения областей относительного растяжения (разуплотнения) и повышенной трещиноватости в объеме куба МОГТ-3D, значение ее для практики геологоразведочных работ неоценимо, а инновационный характер разработки с углублением в существо геологических и геомеханических задач, делает ее крайне востребованной для современного этапа развития геологоразведочного процесса, связанного с заметным усложнением технологических задач освоения ресурсной базы нефтяных компаний.
Главным достоинством технологии, обеспечивающей бурение высокопродуктивных скважин на безрисковой основе, является реализация практической задачи объемного картирования распределения неоднородности напряженно-деформированного состояния горных пород, контролирующей структурно-деформационные условия напорного внедрения в земную кору (осадочный чехол и кристаллический фундамент) глубинных флюидов и флюидодинамические критерии нефтегазоносности недр самого детального уровня."
Ахмет Иссакович!
Я не нашел ответа на вопрос: почему АВПД в бажене, а ниже - нет.

А Вашу методику выделения "сладких пятен" кто еще использовал?

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3475
Цитировать
"Она также нарушает метастабильное равновесие в месторождении, что приводит к аварийному фонтанному выбросу нефти снизу-вверх."
Или нисходящую фильтрацию (поглощение) сверху - вниз (как и разлом).

Валерий Александрович это не более чем абстрактные рассуждения.
Приведите пример хотя бы одно конкретного месторождения сформированное за счёт даказанной нисходящей фильтрации сверху.

:)
Хоть одно: Ниязбек-Северный - Каракчикум http://yandex.ru/clck/jsredir?from=yandex.ru%3Bsearch%2F%3Bweb%3B%3B&text=&etext=1095.XdmpSIcasMQ6xXebMKqs1Hlox2_43-mqwhfjaoYtCFXfuLd5cJ0uToiPi16R_LfrCSuBmAFxmLqOyLwjF9O9ULXW184gifWpk4JbgLW-73U6W2zOub9gBmI05_9ksma4.08e27a70b820d3ebbb4473dd7bd4ff83bbef8c30&uuid=&state=PEtFfuTeVD5kpHnK9lio9XPOnieP7YQBovzVqj9ang0YEepmskggOQ&data=UlNrNmk5WktYejR0eWJFYk1Ldmtxdm9mQ19oSHdsR042OHZXOWJMWWJCeTFlZ3VWcmxTbmcyTnE0MjFtNE5jd1RmZm1fLWRRWnQ3WHFEVy1CcURJVklpZVgxejllNnZ0SFE4OUJ0aVgwMGVxdHpuaHBPWXZIVDVCdnhaMDJtQmdpbmk0ZkUzS0hHVQ&b64e=2&sign=95db96be4457aa06d25417b9ab2fe5d4&keyno=0&cst=AiuY0DBWFJ5fN_r-AEszk5FQwp27z1WFTc5QqKNcr74chxoIKwpQW9eJQJpjVSYsebbDbDAfRPI_GlgPuWpbEqh5m7kZlgH_8Ppcojzi203q9TRtvw0IgM3pvcD2HAYG4Ia3NV2hK-2CtmfO9S9YnP-__XYxjR_yUJTeKTkRV5nEfsOFUngw69SSoKMR3rKJc7aokp4yzFRdUS-vjlzfXI6d_cWnRzKL6oj82g7pH5punzh7Z0hhUOHU4_YOvEd06CK5Pq9v_BAxaYcEuChGotWFCsVxiO_SlxU5PqVNlJyQflkp6r6I2q9x3s8voDuxmOdp7PufB8UwVFpOkv_ypwd2EPenwqqoguGLyrkZtDhMS_HZ2xuSrlHp5be7PpFQiPIDF2aJJCyKGlgLiS1EcFvf2Kk9BJ7f-hiaLod_DaBFT9fhfIT83rGcsZxlpSEG4SbAoSxrK7jcGb5TL43E6Mc19EIRCCNZhGPjWuZULsAkJSN_sOcy1L3hjVqI6I3XEAxVpSj5wNSt2Crd5bV0nNMOAGaQIzxfTmfkN50Xxy_xXmPeN459wO-qARfX4GY0tLWYGiaLdQb-KGRO034HFyoxU0m7ve1hKAaa_1N1OMY3HdGyZQKt-Amb1t6mIrEn9PqRcYLo5dzXaCXE_Ya8RVfSFJ-hFno5r_Umf3jFKWXwAy0ubNWcEAKRUT0ulcbeGlwwNt9w32b_rSPvPscR7WSWufLma_W3-DQVjCo9JVY&ref=orjY4mGPRjk5boDnW0uvlrrd71vZw9kpUqYPflyITNXw-sZNlwG40UAWTvDJPK0OOAQTy46oAySi_Q7kqhBsX_tFHO01KfJJU1I5UrQEIcmbMmb6TsevQkbczI24AmTXk-L8JJcAQPjB_qHDpz0XKtyVi3jN2HU8iSR9LCCTnR0-59xlbfWsZo_CXVQHClYYcbIiZeUZEltgm71jF8_XMP4iKDdlUaELLtO3sgvo1Ht07gmBF0PME4v03kc65Masw-AKkKMK0MnVRwbXn4dWp1VFD_HRdjp3KO5kb4sGgM9PrlG_w5gqWhhSJb3ghv-mheSauLh6IJMx8kbxkkcBAiplfBJNTWmwHwPHmeq6WKNuzfMdLG3b7z9gVmIOAKw_Kw92owhqL9SXrfYnkvXQAd1x0_LzjTgFn2cFOl0KzgfGRD2VZXZZFUgo6cq28I8yruRsefDf3dQ5sxRvjvi2mAhwQQ7EWJIMgzGJN-WVcOhuMz-QuPFtHvhCilXdJOvd_w0bAB10gzCeAPeGB3SnsKL1jq_xFyOXG2mKHTIYsKcVremjNK2OjJwAp1nEKKrhK2vV55xYlEYym3y4ruVyvUVmt7nQ3p778tUDGDbooRBnXeeGiaip5VTaXxe5eqXrwvUrbBkYudkWiRlyqsvwqNfqmoGw6mUuiGRx33_gx8-m7lThrgUWNrJjLLgYgKNMjXT9x2s6A-wcjEKW3ZygKA2TkOnfxWKj-9JE-ghR5FkhFn1NPWhNzD2JJt2sLfmBd5Lbts4MmvJ9GbZz5n-egc79c6YlvZjS-xBb1zuGw_EYI5lTj6kexQK2y4qcaTIzi1wNKO4aJeaThfc4LurSIOG40vVxBZsR&l10n=ru&cts=1466756573826&mc=4.702243807943129

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3745
    • Альтернативная нефть
Валерий Александрович, по первому вопросу нельзя путать природные факторы миграции и техногенные факторы фильтрации в пласт из скважины. Мы же рассуждаем о формировании залежей, там нет насосов, которые бы создавали репрессии на пласт, только гравитационный фактор, который для воды при плотности 1, может обеспечить нисходящую миграцию до глубины 1 км (до уравновешивания с величиной гидростатического пластового давления).

По второму вопросу. Трещины (разломы), обеспечивающие флюидопотоки при формировании залежей растут и фильтруют снизу. Для этих задач Ваш ТБ может работать только на глубину до 1 км (около 800 м, учитывая плотность нефти). Заметьте я рассуждаю не для порового пространства, где Ваш механизм невозможен из-за капиллярного сопротивления, я рассуждаю абстрактно для некой вертикальной высокопроницаемой трещинной зоны, для которой фильтрационные сопротивления условно мы сводим к минимуму.

Насчет тюменки ничего не понял. Но мое видение этой проблемы можно почитать в конце статьи: ТЕХНОЛОГИЯ  МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (http://conference.deepoil.ru/images/stories/docs/4KR/theses/Timurziev-Lastovetsky_Theses.pdf)
Я не нашел ответа на вопрос: почему АВПД в бажене, а ниже - нет.

А Вашу методику выделения "сладких пятен" кто еще использовал?

... В нашем случае такая возможность представилась. Юрский и меловой нефтегазоносные комплексы (НГК) Еты-Пуровского месторождения резко отличны по наблюденному распределению потенциалов пластовых вод.

Для мелового НГК типичным является нормальный гидростатический закон распределения пластового давления по разрезу (рис.9). Диапазон изменения коэффициента аномальности пластового давления Кан = 0,86-1,11. Относительно высокие значения Кан = 1,05-1,11 характерны для газовой залежи пласта ПК1, замеренные на раннем этапе разведки и экранируемой региональным верхнемеловым флюидоупором. Кривая распределения Кан в интервале меловых отложений характеризуется прямой пропорциональностью как по замерам в отдельных скважинах, так и по суммарным замерам существующих определений (рис.9). Расчетный коэффициент корреляции для мелового НГК по замерам в скважине 230R и по суммарным замерам составляет 0,99.

Рис. 9. Еты-Пуровское месторождение. Сводный график изменения пластового давления от глубины залегания кровли интервала испытания пластов для юрско-мелового (а) и мелового (б) комплексов. Коэффициенты корреляции 0,91 и 1,0 соответственно.

В разрезе юрского НГК установлены аномально высокие пластовые давления (АВПД) со сверхгидростатическими значениями давлений (рис.9). Для Еты-Пуровского месторождения согласно данным скважинных определений и гидродинамических расчетов максимальные (аномальные) значения потенциалов пластовых вод фиксируются в скв.231R (Кан = 1,49), скв.82R (Кан = 1,46), скв.230R и 233R (Кан = 1,43), скв.170R и 177R (Кан = 1,40), скв.196R (Кан = 1,32), скв.173R и 185R (Кан = 1,28-1,29). В юрском НГК во вскрытой части разреза наблюдается две зоны значений потенциалов пластовых вод с резким перепадом значений. По ограниченным данным замеров проглядывает закономерная приуроченность аномально высоких пластовых давлений (Кан > 1) к кровельным пластам юрского НГК (Ю112) по разрезу. Для нижележащих пластов (Ю25), прошедших тестирование, пластовые давления находятся на уровне нормального гидростатического давления (Кан = 0,95-0,99).

В соответствие с приведенными данными можно говорить о принципиальном соответствии расчетной модели реальной геологической модели распределения потенциалов пластовых вод, если не считать отклонения расчетных и наблюденных значений пластовых давлений. Очевидно, что расхождения эти обусловлены и условностью принятых для расчетов параметров, а также принципиальной разницей между принятым гидродинамическим законом пластовой гидродинамики (стационарной фильтрации) и реальными флюидодинамическими условиями формирования АВПД на основе принудительных инъекций напорных глубинных флюидов, в соответствие с которыми современные АВПД рассматриваются реликтами от релаксированных сверхгидростатических глубинных давлений.
« Последнее редактирование: Июнь 24, 2016, 03:39:00 pm от Тимурзиев Ахмет Иссакович »
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3475
Валерий Александрович, по первому вопросу нельзя путать природные факторы миграции и техногенные факторы фильтрации в пласт из скважины. Мы же рассуждаем о формировании залежей, там нет насосов, которые бы создавали репрессии на пласт, только гравитационный фактор, который для воды при плотности 1, может обеспечить нисходящую миграцию до глубины 1 км (до уравновешивания с величиной гидростатического пластового давления).

По второму вопросу. Трещины (разломы), обеспечивающие флюидопотоки при формировании залежей растут и фильтруют снизу. Для этих задач Ваш ТБ может работать только на глубину до 1 км (около 800 м, учитывая плотность нефти). Заметьте я рассуждаю не для порового пространства, где Ваш механизм невозможен из-за капиллярного сопротивления, я рассуждаю абстрактно для некой вертикальной высокопроницаемой трещинной зоны, для которой фильтрационные сопротивления условно мы сводим к минимуму.

Насчет тюменки ничего не понял. Но мое видение этой проблемы можно почитать в конце статьи: ТЕХНОЛОГИЯ  МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (http://conference.deepoil.ru/images/stories/docs/4KR/theses/Timurziev-Lastovetsky_Theses.pdf)
Я не нашел ответа на вопрос: почему АВПД в бажене, а ниже - нет.

А Вашу методику выделения "сладких пятен" кто еще использовал?

... В нашем случае такая возможность представилась. Юрский и меловой нефтегазоносные комплексы (НГК) Еты-Пуровского месторождения резко отличны по наблюденному распределению потенциалов пластовых вод.

Для мелового НГК типичным является нормальный гидростатический закон распределения пластового давления по разрезу (рис.9). Диапазон изменения коэффициента аномальности пластового давления Кан = 0,86-1,11. Относительно высокие значения Кан = 1,05-1,11 характерны для газовой залежи пласта ПК1, замеренные на раннем этапе разведки и экранируемой региональным верхнемеловым флюидоупором. Кривая распределения Кан в интервале меловых отложений характеризуется прямой пропорциональностью как по замерам в отдельных скважинах, так и по суммарным замерам существующих определений (рис.9). Расчетный коэффициент корреляции для мелового НГК по замерам в скважине 230R и по суммарным замерам составляет 0,99.

Рис. 9. Еты-Пуровское месторождение. Сводный график изменения пластового давления от глубины залегания кровли интервала испытания пластов для юрско-мелового (а) и мелового (б) комплексов. Коэффициенты корреляции 0,91 и 1,0 соответственно.

В разрезе юрского НГК установлены аномально высокие пластовые давления (АВПД) со сверхгидростатическими значениями давлений (рис.9). Для Еты-Пуровского месторождения согласно данным скважинных определений и гидродинамических расчетов максимальные (аномальные) значения потенциалов пластовых вод фиксируются в скв.231R (Кан = 1,49), скв.82R (Кан = 1,46), скв.230R и 233R (Кан = 1,43), скв.170R и 177R (Кан = 1,40), скв.196R (Кан = 1,32), скв.173R и 185R (Кан = 1,28-1,29). В юрском НГК во вскрытой части разреза наблюдается две зоны значений потенциалов пластовых вод с резким перепадом значений. По ограниченным данным замеров проглядывает закономерная приуроченность аномально высоких пластовых давлений (Кан > 1) к кровельным пластам юрского НГК (Ю11-Ю2) по разрезу. Для нижележащих пластов (Ю2-Ю5), прошедших тестирование, пластовые давления находятся на уровне нормального гидростатического давления (Кан = 0,95-0,99).

В соответствие с приведенными данными можно говорить о принципиальном соответствии расчетной модели реальной геологической модели распределения потенциалов пластовых вод, если не считать отклонения расчетных и наблюденных значений пластовых давлений. Очевидно, что расхождения эти обусловлены и условностью принятых для расчетов параметров, а также принципиальной разницей между принятым гидродинамическим законом пластовой гидродинамики (стационарной фильтрации) и реальными флюидодинамическими условиями формирования АВПД на основе принудительных инъекций напорных глубинных флюидов, в соответствие с которыми современные АВПД рассматриваются реликтами от релаксированных сверхгидростатических глубинных давлений.
Цитата:
" По ограниченным данным замеров проглядывает закономерная приуроченность аномально высоких пластовых давлений (Кан > 1) к кровельным пластам юрского НГК (Ю11-Ю2) по разрезу. Для нижележащих пластов (Ю2-Ю5), прошедших тестирование, пластовые давления находятся на уровне нормального гидростатического давления (Кан = 0,95-0,99)."
Тут какая-то ошибка: кровельными пластами юрского НГК (Ю11-Ю2) по разрезу как раз и являются Ю2-Ю5. Так в них АВПД или нормальное гидростатическое давление (Кан = 0,95-0,99)?

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3745
    • Альтернативная нефть
Валерий Александрович, да тут ошибка, регистр потерял при копировании. Должно быть так:

По ограниченным данным замеров проглядывает закономерная приуроченность аномально высоких пластовых давлений (Кан > 1) к кровельным пластам юрского НГК (Ю112) по разрезу.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...