Нетрадиционные источники УВ: генезис, закономерности, методы прогноза, поисков и освоения > Карбонатные коллектора: особенности строения и перспективы освоения
Особенности строения и перспективы освоения ресурсов карбонатных коллекторов
Карпов Валерий Александрович:
Из
А.С. Душин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Г.Ф. Гаймалетдинова (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Р.И. Рисаев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), М.В. Рыкус (Уфимский гос. нефтяной технический университет), к.г.-м.н., Р.Х. Масагутов (Академия наук Республики Башкортостан), д.г.-м.н.
Принципы картирования литолого-фациальной и петрофизической изменчивости вторичных доломитов с поровым типом пустотного пространства
https://oil-industry.net/Journal/archive_detail.php?ID=11510&art=232576
"Наряду с зернистостью отложений на фильтрационные свойства значительно повлияла структура порового пространства доломитов, так как трещиноватость изучаемого объекта имеет подчиненное значение (по керну наблюдаются лишь микротрещины, относящиеся к матричной части).
--------------------------------------------------------------------------
...в отдельную группу выделяются скважины, расположенные близко к разломам, высокие начальные дебиты которых резко снижаются в первые месяцы эксплуатации из-за отработки трещин, связанных с разломами."
Налицо противоречие, связанное с недопониманием роли разломов.
Карпов Валерий Александрович:
Из
https://neftegaz.ru/special/view/346658/
"Все известные на данный момент месторождения, кроме Фестивального, найдены в так называемых карбонатных отложениях. В зоне, где сосредоточены основные из них, вероятность обнаружения новых месторождений достаточно высока."
В этом сомнений нет, но вот по местам локализации этих месторождений могут быть разные варианты, связанные прежде всего с разломной тектоникой
Карпов Валерий Александрович:
Из
ПРОГНОЗ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА НЕПСКОМ СВОДЕ НА ОСНОВЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ОСИНСКОГО ГОРИЗОНТА
Л.А. Барышев1, В.А. Ващенко
1
Иркутский национальный исследовательский технический университет
javascript:load_article(36630464)
"Существенное влияние на улучшение коллекторских свойства карбонатных
пород оказывают два благоприятных фактора: итологический – проявление
диагенетической и катагенетической перекристаллизации и выщелачивания, и
тектонический – проявление различных тектонических нарушений, обусловивших
повышенную трещиноватость пород. Примером сочетания этих двух факторов в
формировании пустотного пространства карбонатных пород является район северного
блока Верхнечонского месторождения, где открытая пористость по данным ГИС и керна
составляет 7-10%. Этот район располагается в зоне региональных глубинных разломов,
что с большой долей вероятности и определяет повышенную трещиноватость
известняков и доломитов осинского горизонта [2]. Связь между зонами глубинных
разломов и распределением емкостных свойств осинского горизонта отчетливо
прослеживается при их пространственном сопоставлении. На рис.1 показана карта
пористости осинского горизонта, построенная по данным ГИС, и сеть глубинных
разломов, выделенных по комплексу геофизических методов.
Зоны наиболее высоких значений пористости (10% и выше) располагаются
главным образом в местах пересечения разломов разных простираний, т.е. в зонах
повышенной трещиноватости. Причинно-следственная связь между зонами
интенсивного трещинообразования и открытой пористостью осинского горизонта
представляется вполне очевидной и обоснованной."
Ключевое: "Зоны наиболее высоких значений пористости (10% и выше) располагаются
главным образом в местах пересечения разломов разных простираний..."
И такое наблюдается не только в этом регионе.
Карпов Валерий Александрович:
Из
Мухаметшин Р.З., Калмыков А.В., Никифоров А.И. Современный взгляд на геологическое строение и моделирование залежей нефти в карбонатных толщах (стр. 14‑18)
http://www.vniioeng.ru/_user_files/file/ants/ge/Geology_Geophysics_2019-09_rus.htm#Bookmark03
"Традиционно залежи нефти в карбонатных толщах относят к массивному типу. Однако накоплен достаточный объем материалов различных видов исследований, опровергающих эти представления в пользу их классифицирования как массивно-пластовых или пластовых. На примере месторождений Татарстана показана гидродинамическая разобщенность верхне- и нижнетурнейских частей природного резервуара, подтвержденная промысловыми данными и гидроразведкой, а существенное отличие фильтрационных свойств пластов препятствует эффективной выработке заключенных в них запасов нефти единым фильтром. Также отмечаются затрудненная гидродинамическая связь залежей нефти в карбонатных толщах с подстилающими водоносными комплексами и, вместе с тем, непроизводительный отток закачиваемого агента за пределы продуктивной части пластов. Учет этих факторов, помимо таких как нерегулярность пустотного пространства и динамический характер трещинной проницаемости, выработанность части запасов нефти карбонатов турне скважинами, вскрывающими пласты песчаников в эрозионных врезах и др., принципиально необходим при моделировании. Это, безусловно, требует проведения дополнительных исследований для повышения степени адекватности геолого-гидродинамических моделей сложно построенных объектов."
И в любом случае в большинстве регионах карбонатные природные резервуары -РАЗЛОМОЗАВИСИМЫ, благодаря чему локализация и геометрия залежей определяется вполне реальными разломами со своей историей развития.
Карпов Валерий Александрович:
Из
Проблемы петроупругого моделирования трещиноватых коллекторов
И.О. Баюк, д.ф.-м.н., Н.В. Дубиня, к.ф.-м.н., С.А. Тихоцкий, д.ф.-м.н.
Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН
https://ntc.gazprom-neft.ru/upload/uf/c46/GRP3_150dpi.pdf
"ВЫВОДЫ
1. Модельная среда петроупругой модели должна отражать особенности строения породы в том масштабе, в котором проводится моделирование (керн, ГИС, сейсморазведка). При этом следует учитывать, что внутреннее строение породы в предыдущем масштабе проявляется в особенностях изменения упругих свойств в следующем масштабе.
2. Выбор метода Rock Physics для связи параметров модели с измеренными физическими свойствами (скоростями упругих волн) в каждом масштабе должен определяться наличием или отсутствием анизотропии этих свойств, а также особенностями взаимного расположения компонент.
3. Экспериментальные данные, используемые для инверсии параметров модели породы, должны соответствовать масштабу построения модели.
4. При интерпретации данных ГИС следует учитывать, что понижение скоростей при одних и тех же литологии и пористости может быть вызвано не только повышенной трещиноватостью, но и перераспределением изометричных пор между кавернами и матричной пористостью, а также между оолитами и вмещающей их матрицей.
5. Петрофизические зависимости, полученные на керне, могут не соответствовать зависимостям, полученным по данным ГИС из-за различного строения породы в данных масштабах.
6. Геомеханическое моделирование позволяет определить наличие флюидопроводящих трещин в породе, их возможную ориентацию и распределение интенсивности в объеме породы. Дополнительное привлечение сейсмических данных и использование петроупругого моделирования дает возможность оценить количественные характеристики таких трещин – преимущественную ориентацию, объемную концентрацию, относительное раскрытие и степень связности."
Это можно было бы опробовать на "бажене" - для прогноза "сладких" пятен...
Навигация
Перейти к полной версии