Все о разломах и трещинах; методы изучения и приложения в практику > Разломы и нефтегазоносность недр
От разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад
Карпов Валерий Александрович:
Анализ первого этапа поисково-разведочных работ (до 2003 года), в связи с низкой эффектив-
ностью результатов на Северном куполе Еты-Пуровской площади показал следующее.
1. Согласно конструкции скважин, бурение нижних интервалов (2900-3300 м) велось на буро-
вом растворе плотностью 1,52-1,59 г/см3
(по проекту) и 1,40-1,45 г/см3
до 1,5 г/см3
(по факту), что
превышает нормальное гидростатическое давление на 52-59% (по проекту) и до 45% (по факту).
Иначе бурить им бы не позволил никто. Только после новой проектной документации.
2. На всех объектах замера пластовое давление не превышает нормальное гидростатическое.
Исключение составляет единственный замер на Северном куполе в скв. Р82, где в интервале 3020- 3028 м (горизонт Ю1 1) пластовое давление составило 44 МПа и на Южном куполе в скв. Р196, где в интервале 3057-3060 м (горизонт Ю1 2) пластовое давление составило 41,3 МПа.
3. Основанием для бурения на столь высоких депрессиях (репрессиях) на пласт послужил факт определения
АВПД (44 МПа) в скв. Р82, что соответствует величине коэффициента аномальности пластового дав-
ления 1,47 (цифра немного завышена в связи с расчетом для плотности пластовой воды 1,0 г/см3).
Как следствие, в условиях больших депрессий (репрессий) на пласт, коллектора нижних интервалов (юрский
НГК) кальматировались, что затрудняло получение притоков из продуктивных интервалов с пластовыми давлениями ниже величины коэффициента аномальности пластового давления 1,40-1,45. Работы по интенсификации притока не проводились или не давали результата.
Это беда практически повсеместная.
4. Результаты первого этапа поисково-разведочных работ на Еты-Пуровском месторождении,
не выполнили свое целевое назначение в связи с низкой технологичностью буровых работ и не отражают объективную картину продуктивности разреза
Иначе: условия первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов не соответствуют реальным геологическим условиям?
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Марта 19, 2015, 02:39:52 pm ---Вы спрашиваете, Валерий Александрович:
1. Буровая изученность позволяет получить информацию, подтверждающую Вашу модель?
Это не модель, построена по фактическим данным материалов сейсморазведки МРГТ-3D (точность построений 5-10 м), бурение все подтверждает.
Где есть подтверждение амплитудам разломов?
2. Какие последствия видны в разрезах скважин №№178 и 36?
О каких последствиях Вы спрашиваете?
За счет чего конкретно Н1 больше Н2: где и в чем выражается выдавливание и нагнетание породы?
--- Конец цитаты ---
Карпов Валерий Александрович:
Поисковая скв. Р82 с проектным забоем 3500 м была остановлена бурением на глубине 3026 м
(Ю1/1) в связи со вскрытием на забое (3023-3028 м) песчаного пласта с АВПД (44 МПа). Юрские отложения не испытывались.
А как определили АВПД, если не было испытания?
Шлам по данным геохимических исследований люминесцирует светло- желтым цветом с резким запахом бензина. По данным газового каротажа пласт определен как газонефтесодержащий. По данным сейсморазведки МОГТ-3D по горизонту Ю1/1 скв. Р82 находится не в оптимальных структурных условиях в зоне грабенообразного прогиба, проходящего по своду структуры (относительное погружение над соседними бортами до 30 м).
Почему не оптимальные структурные условия, если скв. пробурена в своде структуре, хоть и осложненном грабенообразным прогибом?
В отношении привязки к разрывным нарушениям скв. Р82 расположена удачно – она попала в
осевую часть шовной зоны сдвига и в плоскость оперяющей кулисы раннего скола (комбинированный сбросо-сдвиг).
Что в разрезе скважины указывает, что "...она попала в
осевую часть шовной зоны сдвига и в плоскость оперяющей кулисы раннего скола (комбинированный сбросо-сдвиг)"?
Отсутствие испытаний не позволяет однозначно охарактеризовать результаты по скв. Р82. Одна-
ко признаки нефтегазоносности по шламу и заключениям ГИС, а также единственный факт вскрытия в разрезе юрских отложений Северного купола АВПД (Ка = 1,47), свидетельствуют о наличии здесь изолированной нефтенасыщенной ловушки с трещинным типом коллектора и ухудшенными ФЕС рис.12).
Газоводяной фонтан, вызвавший ликвидацию скв. Р81 (находящейся в непосредственной близости от скв. Р82) при забое 2443 м
Это же уже неоком?
подтверждает вывод о высоком гидродинамическом потенциале ( высокий гидродинамический потенциал = высокий УВ-потенциал?) недр этой приразломной части структуры. В пользу этого говорит и факт получения в скв. Р82 фонтана газа дебитом 478,2 тыс.м3/сут на шайбе 24,1 мм из подошвы (775-780 м) сеноманской залежи ПК1 (связь не очень понятна?).
С позиций структурно-деформационной неоднородности строения площади высокий гидродина-
мический потенциал скв. Р82 может объясняться положением ее в осевой зоне структуры растяжения («окно проницаемости») и внедрения глубинного флюидодинамического диапира (как это видно?).
Карпов Валерий Александрович:
Цитата: "Во всех случаях трещины и разрывные нарушения широтного простирания подвержены мак-
симальным напряжениям сжатия, максимально нагружены и закрыты. Разрывные нарушения и тре-
щины меридионального простирания подвержены минимальным напряжениям сжатия (максималь-
ным напряжениям растяжения) и максимально раскрыты.
Разрывные нарушения и трещины диагональной ориентировки (СЗ, СВ) находятся в условиях
тангенциального сжатия (по абсолютной величине меньше нормальной составляющей сжатия) и ха-
рактеризуются промежуточными значениями раскрытости по отношению к первым двум направле-
ниям. Учитывая, что по диагональным нарушениям происходят горизонтальные движения (сдвиги), они будут максимально деформированы, возможно, кальматированы и вероятно залечены. Исключе-
ние составляют диагональные нарушения в пределах сводов присдвиговых складок, формировав-
шихся в условиях тангенциального сжатия. В пределах структурных замков СЗ простирание танген-
циального сжатия может характеризоваться системой открытых трещин."
Надо ли полагать, что преимущественное направление миграции в этом случае - субмеридиональное?
Карпов Валерий Александрович:
"2. Принцип снизу вверх (от фундамента к юрским и меловым залежам). Общее правило при
изучении новых объектов сводится к поэтажному опоискованию и разведке территорий от верхних
нефтегазоносных комплексов к нижним. Однако учитывая установленную нами закономерность,
согласно которой на месторождениях Западной Сибири происходит увеличение перспектив нефтега-
зоносности нижней части осадочного чехла и фундамента со снижением активности новейших де-
формаций земной коры и структурной выраженности площади (подтвержденной в распределении
запасов нефти на разрабатываемых месторождениях), а также учитывая повсеместную промышлен-
ную нефтегазоносность вскрытого фундамента, предлагается изменить это правило до наоборот и
основную ставку сделать на поиски и освоение присдвиговой «фундаментной нефти». При этом от-
крытие «присдвиговой» нефти в вышележащих пластах юрского и мелового НГК следует осуществ-
лять снизу вверх на возвратной основе. Этот принцип не позволяет в условиях структурного голода
затягивать открытие большой «фундаментной нефти» на длительную перспективу."
Пока выглядит не очень реальным: трудно представить, что бы скважина бурилась на фундамент "мимо" мела и юры, не изучая пласты неокома и тюменки. Экономия во времени 10 суток из 1,5-2 месяца бурения. И грамотный возврат не может быть без керна и ГИС.
Навигация
Перейти к полной версии