Методы и технологии прогнозирования, поисков, разведки и освоения глубинной нефти > Практическая помощь в проектных решениях
АВПД - природа явления и способы прогнозирования
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Шевченко Николай Борисович от Июня 24, 2016, 11:04:08 am ---
--- 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).
--- Конец цитаты ---
Валерий Александрович это не более чем абстрактные рассуждения.
Приведите пример хотя бы одно конкретного месторождения сформированное за счёт даказанной нисходящей фильтрации сверху.
:)
--- Конец цитаты ---
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
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Июня 24, 2016, 11:05:36 am ---
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июня 23, 2016, 04:29:34 pm --- 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)
--- Конец цитаты ---
Я не нашел ответа на вопрос: почему АВПД в бажене, а ниже - нет.
А Вашу методику выделения "сладких пятен" кто еще использовал?
--- Конец цитаты ---
... 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.
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июня 24, 2016, 01:25:33 pm ---
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Июня 24, 2016, 11:05:36 am ---
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июня 23, 2016, 04:29:34 pm --- 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)
--- Конец цитаты ---
Я не нашел ответа на вопрос: почему АВПД в бажене, а ниже - нет.
А Вашу методику выделения "сладких пятен" кто еще использовал?
--- Конец цитаты ---
... 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.
--- Конец цитаты ---
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)?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
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 (Ю11-Ю2) по разрезу.
Навигация
Перейти к полной версии