Автор Тема: Особенности строения и перспективы освоения ресурсов карбонатных коллекторов  (Прочитано 825 раз)

0 Пользователей и 6 Гостей просматривают эту тему.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3857
    • Альтернативная нефть
Новая тема "Особенности строения и перспективы освоения ресурсов карбонатных коллекторов" давно назрела. Актуальность ее рассмотрения в рамках "Альтернативной нефти" обусловлена тем очевидным обстоятельством, что давно известные нам с советского прошлого трещинные низкопроницаемые коллектора карбонатных резервуаров,как-то исподволь перекочевали в разряд нетрадиционных источников УВ.

Это что, признак "бессилия" современной трехмерной геологии перед сложными коллекторами?, или дань моде и желание расширить круг объектов нетрадиционной природы за счет включения карбонатных коллекторов. Но почему только карбонатных, вся группа трещинных коллекторов всех литотипов может, тогда, "косить" под нетрадиционные. Термин то какой, что-то в нем от непознанного, в то время, как с трещинными коллекторами в советском прошлом нефтяной геологии мы были на "ты". Требуется обсуждение и внесение ясности в эту "мутную" трансформацию очевидного в непознанное.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Андреев Николай Михайлович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 593
  • Геофизика - это не всегда сложно, дорого и долго.
    • Эффективная геофизика
В скважинах на Копанском и Теректинском ГКМ в Оренбургской области, положения которых были подкорректированы по моим данным, и материалы по которым мне регулярно в течение их бурения высылались, продуктивными интервалами были карбонатые коллектора. И для меня в них ничего необычного не было. Все УВ в них были вполне традиционными и строение залежей понятными.
Нет ничего более простого в геологии, чем поиски месторождений нефти. Нет большей глупости в мире, чем та неадекватная цена, которую общество вынуждено платить за это.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3857
    • Альтернативная нефть
Николай Михайлович, отличия между традиционными и нетрадиционными коллекторами лишь в типе емкости. В традиционных терригенных (гранулярных) коллекторах - она межзерновая поровая (ошибочно понимается как первичная) и развита по матрице (по первичной межзерновой пористости, пронизанной трещинами или дезинтегрированной за счет дислокационного эпигенеза). В нетрадиционных карбонатных коллекторах - она каверновая, реже межзерновая (для оолитовых разностей), во всех случаях однозначно вторичная (выщелачивание, метасоматоз) и развита локально по трещиноватости.

Выделяют простые коллектора (поровые и трещинные), с одним типом емкости, и сложные (порово- и каверново-трещинные), с двумя типами емкости. В разрез этой понятной классификации Смехова, ввели понятие нетрадиционных коллекторов, в разряд которых включены и простые (поровые и трещинные) и сложные (порово- и каверново-трещинные) коллектора. Критерий отнесения к нетрадиционным коллекторам не генетический, а по условию низкой проницаемости (граничный порог размыт для разных типов коллектора и литотипа пород), в связи с чем в разряд нетрадиционных могут попадать коллектора разных типов  и породы разных литотипов. Более того, песчаники или известняки могут быть отнесены к традиционным и нетрадиционным коллекторам при различных значениях проницаемости последних, что в корне противоречит классификации Смехова и здравому смыслу.

В советское время мы, работая с карбонатными резервуарами, относили их к низкопроницаемым коллекторам сложной группы (порово- и каверново-трещинные). Формирование таких коллекторов связывали с вторичными эпигенетическими процессами (выщелачивание, метасоматоз) по первичному дислокационному эпигенезу в пределах узких трещинно-разрывных зон новейшей активизации. При этом успешно разведывали залежи в таких резервуарах без всяких надуманных сложностей, привлекаемых сегодня для создания полигонов и распила бюджета. Что изменилось в понимании строения и природы трещинных (обобщенное понятие) резервуаров и коллекторов нефти и газа?, да ничего, кроме всеобщего снижения порога грамотности современных геологов-нефтяников и подменивших их на местах менеджеров от нефтянки.

Приведу пару своих работ по теме далекого советского прошлого, показывающих решение проблемы, включая методологию решения проблемы нетрадиционных коллекторов.

- Новейшая тектоника Песчаномысско-Ракушечной зоны - Советская геология, №6, 1984, c.64-71.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_128.pdf.

- Строение коллекторов и залежей УВ в низкопроницаемых комплексах и пути совершенствования методики их прогнозирования - Геология нефти и газа №11, 1984, c.49-54.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/Structure_of_reservoir_and_oilfields_in_low_permeability_complexes_GOG-11-1984.pdf.

-  Методика поисков и разведки залежей нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах (на примере Южного Мангышлака). - Геология нефти и газа, №1, 1985, c.9-16.
http://geolib.ru/OilGasGeo/1985/01/Stat/stat03.html.

- Структурно-геоморфологические предпосылки нефтегазоносности Северо-Ракушечного месторождения. – Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, №2, 1985, c.24-29.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_132.pdf.

- Строение коллекторов юрской продуктивной толщи Мангышлака. - Геология нефти и газа, №4, 1988, c.51-54.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/Structure_of_Mangishlak_Jurasic_reservoir_GOG-04-1988.pdf.

- Строение и формирование резервуаров и ловушек в доюрском комплексе Мангышлака. - Геология нефти и газа, №9, 1989, c.16-21.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_131.pdf.

- Обоснование структурно-геоморфологического метода прогноза локальных зон новейшего растяжения. – Советская геология, №1, 1989, c.69-79.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/Structure-geomorphological_method_of_local_tension-zone_forecasting_Sovet-Geology_1-1989.pdf.



Сегодня я бы лучше не написал, учитывая, что сейсморазведки 3D тогда не было и в помине. Таким образом, проблема с нетрадиционными коллекторами надуманная, искусственная, это технологическая, а не геологическая проблема. Геология ее решает легко, вопрос лишь в применении технологий, способных обеспечить извлечение нефти и газа из низкопроницаемых коллекторов, отнесенных сегодня менеджерами от нефтянки к категории нетрадиционных (сам термин в основе не геологический).
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Примечателен эпизод из истории открытия промышленной нефти в Припятском прогибе. Поначалу искали нефть в терригенных подсолевых отложениях, не обращая внимания на вышележащие карбонатный комплекс пород. Лишь однажды под давлением прямых признаков было решено испытать карбонаты, и получен фонтан нефти, открыв начало "большой" нефти и разворота ГРР в Белоруссии. И все это потому, что в них преобладает тектоническая трещиноватость, требующая особого подхода при первичном вскрытии, выделении пород-коллекторов, испытании...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4232
Из
Геология нефти и газа №6/18
Перспективы нефтегазоносности эйфельских карбонатных отложений
зоны сочленения Бузулукской и Прикаспийской впадин
© 2018 г.    Н.И. Немцов, Б.А. Соловьев
ФГБУ «Всероссийский научно‑исследовательский геологический институт», Москва, Россия;
ninemtsov@vnigni.ru


"Таким образом, на основе проведенного анализа строения эйфельского карбонатного комплекса и залежей, приуроченных к нему в пределах юга Бузулукской впадины, можно сделать следующие выводы.
1. Бузулукская впадина по поверхности среднего девона представляет сложную систему субширотных линейно вытянутых зон поднятий и разделяющих их прогибов, ступенчато погружающихся с севера на юг и раскрывающихся в Прикаспийскую впадину.
2. Залежи УВ в эйфельском карбонатном комплексе приурочены к зонам поднятий, которые, как
правило, контролируются приподнятыми блоками фундамента и  характеризуются  распространением в их пределах шельфовых карбонатных отложений, в том числе и рифогенных фаций. В прогибах, разделяющих зоны поднятий, могут накапливаться депрессионные глинистокарбонатные фации.
3. В пределах ПерелюбскоРубежинского прогиба, в условиях относительно глубоководного шельфа, установлены и предполагаются карбонатные массивы островного типа эйфельского возраста, приуроченные к выделенным зонам поднятий по поверхности среднего девона.
4. Время формирования зон поднятий и ловушек УВ в эйфельском карбонатном комплексе — предфаменское, время формирования залежей УВ — постфа- менское.
5. Результаты ГИС и испытания пластов Непря- хинского месторождения и его сравнение по строению с месторождениямианалогами (Чинаревское и др.) позволяют прогнозировать в пределах перспективных зон поднятий широкий этаж нефтегазоносности — от нижнего девона до нижнего карбона, а в пределах Непряхинского месторождения — значительно больший объем запасов УВ (в том числе и нефти) по сравнению с числящимися на Госбалансе.
6. Потенциал ресурсов УВ эйфельского карбонатного комплекса недооценен. На рассматриваемой территории требуется переоценка ресурсов УВ как эйфельских отложений, так и всего терригеннокар- бонатного комплекса нижнего – верхнего девона.
7. Первоочередными задачами геологоразведочных работ в рассматриваемом  регионе  долж- ны быть: а) ускоренная разведка выявленных месторождений в девоне (Непряхинское, Сладковско Зареченское, Кошинское, Ташлинское, Клинцовское и др.); б) поиски новых крупных многопластовых месторождений в девонском комплексе и эйфельских отложениях в частности.
8. Для интенсивного освоения ресурсов УВ на наиболее перспективных территориях (Алтатинско-Озинковская, Непряхинская зоны и др.) рассматриваемого региона необходимо: а) обязать компании, имеющие лицензии на этих территориях, в кратчайшие сроки ликвидировать задолженности по выполнению лицензионных обязательств в отношении геологоразведочных работ, в противном случае передать лицензии путем организационно-правовых процедур (отзыв лицензий и новые конкурсы/
аукционы) работоспособным компаниям; б) пробурить глубокие параметрические/поисковые скважины
на девонские отложения, опоисковывая попутно и перспективный каменноугольный разрез, за счет
средств государственного бюджета или путем государственно-частного  сотрудничества  на  взаимовыгодных условиях."

Цитата: "Время формирования зон поднятий и ловушек УВ в эйфельском карбонатном комплексе — предфаменское, время формирования залежей УВ — постфаменское." Есть симптомы перестроек в более позднее время, что может влиять на распределение скоплений УВ. Причем, главный фактор - разломообразование, недоучет которого на этих больших глубинах чреват неудачами.

« Последнее редактирование: Февраль 05, 2019, 01:16:05 pm от Тимурзиев Ахмет Иссакович »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4232
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.
« Последнее редактирование: Февраль 22, 2019, 03:42:13 pm от Тимурзиев Ахмет Иссакович »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4232
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 http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2018/4_nauchno_analiticheskomu_tsentru_im_v_i_shpilmana_25_let_/

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4232
Из
Росгеология выделила новый крупный перспективный на углеводороды объект на Северном Кавказе
https://neftegaz.ru/news/Geological-exploration/450939-rosgeologiya-vydelila-novyy-krupnyy-perspektivnyy-na-uglevodorody-obekt-na-severnom-kavkaze/

"...специалисты предприятия разработали принципиальную модель формирования надвигов в Терско-Сунженской зоне.

Территория развития «дуплексов» схожа с зоной надвигов Загрос, где находится иранское месторождение Гечсаран.

Данная аналогия позволила сделать вывод о перспективности участка на Кавказе.


По словам А. Ахвердиева, проведенные исследования позволили по-новому взглянуть на эволюцию карбонатной платформы и значительно повысить ее перспективность.

В результате была выявлена и закартирована структурная ловушка значительных размеров в верхнеюрских карбонатах.

В ней подсчитаны перспективные ресурсы по категории Дл.


Кроме того, примечателен тот факт, что перспективные известняки перекрыты соленосной толщей.

Данный участок рекомендован к проведению дальнейших геологоразведочных работ."

Сложный район. Надвиги (разломы) и соленосная толща. Перспективы немалые, но положительных результатов добиться будет не просто...https://www.facebook.com/nedropolzovanie21/?ref=page_internal

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4232
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 https://www.facebook.com/nedropolzovanie21/?ref=page_internal

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4232
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
  http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2011/6_2011/

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4232
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...http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2019/3_trudnoizvlekaemye_zapasy_nefti_itogi_pervogo_goda_aprobatsii_metodiki_podscheta_zapasov_nefti_v_ba

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4232
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."
Цитата: "Учет этих факторов, помимо таких как ...динамический характер трещинной проницаемости... принципиально необходим при моделировании."
А это не возможно без изучения разломной тектоники, без четкой градации разломов по степени активности...http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2011/6_2011/