Нетрадиционные источники УВ: генезис, закономерности, методы прогноза, поисков и освоения > Нефтегазоносность кристаллического фундамента
Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР
При использовании приведенных здесь и далее материалов по МБТ необходима ссылка на опубликованную статью: Тимурзиев А.И. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР. Экспозиция нефть-газ. 2Н (14) октябрь 2011, с.33-40.
Аннотация. На примере залежи нефти гранитного фундамента месторождения Белый Тигр (МБТ) обсуждаются результаты авторских исследований по изучению и анализу трещинных систем для прогноза фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов (ФНТК) нефти и газа. Рассмотрены факторы, определяющие ФНТК и геолого-физические основы прогнозирования параметров ФНТК. Показано, что проблема изучения и геометризации трещинных коллекторов лежит не столько в плоскости возможностей сейсморазведки 3Д по созданию структурно-параметрической модели залежи, сколько в возможностях реконструкций НДС горных пород и построения геомеханической и кинематической модели залежи. Трехмерная геомеханическая и кинематическая модель, описывающая тензорное распределение напряжений/деформаций и абсолютной проницаемости трещинных коллекторов является единственной альтернативой структурно-параметрической модели, традиционно принятой для пластовых залежей в качестве основы для построения геологической и гидродинамической модели. Основой работ в рамках разрабатываемой автором «технологии управления трещиноватостью» служит структурно-кинематический и динамический анализ трещинных систем. Изучение трещин от их геометрических характеристик для определения сил, ответственных за конечные деформации и деформационный процесс трещинообразования – ключ к построению трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора. Обсуждаются проблемные вопросы изучения ФНТК фундамента и пути их решения, связанные с поиском сейсмических признаков проницаемых трещин и разломов и изучением НДС пород фундамента методами математического моделирования.
ВВЕДЕНИЕ.
Опыт показывает, что проблема определения параметров фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов (ФНТК) в рамках геометризации и построения гидродинамической модели залежи с трещинными коллекторами не решается стандартными процедурами геологического моделирования, а сводится к созданию трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного резервуара на основе геометрического и кинематического анализа трещинных систем, реконструкций напряженно-деформированного состояния (НДС) горных пород и объемного тензора напряжений (в пределе объемного тензора абсолютной проницаемости).
В условиях резкой анизотропии трещинного коллектора относительно его фильтрационных свойств, практикуемые площадные системы разработки заведомо неэффективны и необходим переход на несимметричные и ориентированные рядные системы с приведением ориентировки рядов и стволов наклонно-направленных скважин в соответствие с законами векторной флюидодинамики (направлением пластовых фильтрационных токов), определяемых в свою очередь законами геомеханики и тензорной геодинамики. Работы по построению гидродинамической модели и проектированию разработки залежей с трещинными коллекторами должны обеспечивать учет главного фактора, связанного с влиянием трещиноватости на ФНТК. Только правильная трехмерная геомеханическая и кинематическая модель трещинного резервуара, позволяет создать достоверную гидродинамическую модель и эффективно разрабатывать залежь. Как было показано в предыдущих работах в основе по-строения геологической и гидродинамической модели залежи – структурно-кинематический анализ трещинных систем и реконструкции НДС (тип и ориентировка осей напряжений) горных пород [6,7], как составные элементы «технологии управления трещиноватостью» [7].
ТЕРМИНОЛОГИЯ И ПОНЯТИЯ.
Технология управления трещиноватостью - термин, предложенный нами для использования в качестве понятия, включающего возможности решения обратных задач проектирования положения и дизайна поисково-разведочных и эксплуатационных скважин (включая дизайн ориентированных скважин и боковых стволов), систем разработки и под-держания пластового давления (ППД), гидроразрыва пластов (ГРП) и других геолого-технических мероприятий (ГТМ), включая оптимальную технологию воздействия на пласт при бурении скважин, на основе знаний о параметрах трещиноватости продуктивных резервуаров.
В соответствии с генетической классификацией Е.М.Смехова коллектора нефти и газа делятся на два основных класса [5]. Класс простых коллекторов включает поровый и трещинный типы. Класс сложных (смешанных) коллекторов включает порово-трещинный (каверново-порово-трещинный) и трещинно-поровый (трещинно-каверново-поровый) типы. Далее для удобства коллектора класса сложных и трещинный тип класса простых коллекторов, мы будем называть трещинными коллекторами по определяющей роли трещин в формировании проницаемости этих коллекторов. Класс сложных коллекторов и трещинный тип класса простых коллекторов увязывается Е.С.Роммом [3] с трещинно-капиллярной моделью кол-лектора, которая в работах Г.И.Баренблатта и Ю.П.Желтова (1960), Т.Д.Голф-Рахт (1986), В.О.Викторина (1988), В.М.Добрынина (1970), Ф.И.Котяхова (1977), В.Н.Майдебора (1971), Е.М.Смехова (1961) и др. ассоциируется с системой двух совмещенных (вложенных одна в другую) пористых сред или с моделью «двойной пористости» в терминологии современных отечественных и зарубежных геологов, петрофизиков и гидродинамиков.
Как правило, трещинно-капиллярная модель коллектора (модель «двойной пористости») наделяется одной, двумя или тремя взаимно перпендикулярными системами трещин, с разными густотами и раскрытиями и анизотропными свойствами по проницаемости, вложенными в однородную не-проницаемую (низкопроницаемую) матрицу с различной пористостью. При условно нулевой пористости матрицы имеет место чисто трещинный тип (модель) коллектора.
Матрица и трещины наделяются различными свойствами по пористости, проницаемости, насыщенности, сжимаемости и т.д. К основным свойствам трещин, имеющим промысловое значение и характеризующим способность трещинного коллектора отдавать нефть (до 99% которой находится во вторичных пустотах: порах и кавернах) и количественное выражение этой способности (продуктивность скважин) относятся: ориентировка (простирание) трещин в пространстве (1), раскрытие (просветность) трещин в системе (2), густота трещин основных систем (3) и наклон (угол падения) трещин. Тектонические трещины в горной породе располагаются не хаотически, а образуют определенные системы. Эта системная пространственная организация трещин обеспечивает важнейшее свойство трещиноватой породы – анизотропность трещинных коллекторов относительно ее фильтрационных свойств. При этом раскрытие трещин в пределах одной системы мало отличается друг от друга и с достаточной точностью может быть принято постоянным [3].
По общепринятым представлениям трещинно-капиллярная модель («двойной пористости») со-стоит из пористой низкопроницаемой матрицы, рассеченной проницаемыми трещинами с низкой пористостью. Для математического моделирования и гидродинамических расчетов принято выделять изотропную трещинную среду, характеризующуюся равенством главных значений тензора трещин-ной проницаемости (бессистемная или хаотическая трещиноватость, три взаимно перпендикулярные системы трещин) и анизотропную трещинную среду, характеризующуюся трехосным тензором трещинной проницаемости (одна система трещин (горизонтальных или вертикальных), две взаимно перпендикулярные и вертикальные системы трещин). В работе [3] показано, что трещинно-капиллярная модель изотропной и анизотропной трещиноватой породы позволяет связать геометрию трещин с пористостью и проницаемостью для всех случаев геометрии трещиноватости для модели фильтрации в горизонтальной и вертикальной плоскости. Более того, показано, что трещинно-капиллярная модель, характеризующаяся тремя взаимно перпендикулярными системами трещин (одна из которых горизонтальная) с равными густотами и раскрытиями обладает изотропными свойствами по проницаемости. Модель трещиноватой среды с бессистемной или хаотической трещиноватостью вообще аналогична пористой среде [3]. В таком представлении роль трещин как основных транспортных путей фильтрации флюидов, определяющих анизотропность трещиноватой среды относительно ее фильтрационных свойств, теряет свое содержательное значение, поскольку подавляющее большинство трещинных коллекторов характеризуется системной (три взаимно перпендикулярные системы) или хаотической (более трех систем) трещиноватостью в той или иной степени.
Наши представления на модель трещинного коллектора отличаются небольшой, но важной де-талью. Трещинно-капиллярная модель трещиноватой породы состоит из двух вложенных сред.
1) Матрицы низкопористой (известняк, мрамор, гранит, др.) или высокопористой (мел, оолитовый известняк, др.), низкопроницаемой, изотропной, несжимаемой, водонасыщенной (связанная во-да). В зависимости от первичной пористости матрицы следует выделять трещинно-капиллярную (высокопористая матрица) и трещинную (низкопористая матрица) модели, но в обеих моделях матрица является низкопроницаемой средой, исключающей свободную фильтрацию флюидов.
2) Трещин (от микро- до макротрещин), от хаотических (диагенетических, седиментационных) до системных (дислокационных, тектонических), залеченных (кальматированных, непроводящих, непроницаемых, несжимаемых) и открытых (нефтегазонасыщенных, проводящих, проницаемых, сжимаемых). Эта низкокоемкая (менее 1%) среда в моделях трещинного коллектора (трещинно-капиллярная или трещинная модель) является высокопроницаемой транспортной сетью коллектора, определяющей фильтрацию флюидов к забоям скважин.
Отличительной особенностью нашей модели является ограничение на возможность фильтрации флюидов одной плоскостью объемного тензора напряжений, совпадающей с плоскостью, образуемой осями максимальных и средних главных нормальных сжимающих напряжений (σ1σ2) новейшего (современного) стационарного поля. В работе принято следующее правило расстановки знаков осей напряжений: сжимающие напряжения имеют положительный знак. Положение и индексация осей напряжений (Ргор = σmax = σ1; Рбокmax = σavr = σ2; = Рбокmin = σmin = σ3) характеризуют сбросовый тип поля напряжений. Преимущественно трещины, совпадающие с этим сечением (допустим разброс от оси на величину половины угла скола), могут быть открытыми и формировать проницаемую среду (трещинную проницаемость) и направленные фильтрационные потоки в низкопроницаемой матрице трещинного коллектора. Все остальные системы трещин, ортогональные (совпадают с осями σ1σ3 и σ2σ3) и диагональные (совпадают с касательными напряжениями τi на восьми площадках, одинаково наклоненных ко всем осям нормальных напряжений), по отношению к плоскости σ1σ2 находятся в неблагоприятных условиях нагружения и являются непроницаемыми.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
ПРОБЛЕМАТИКА ВОПРОСА.
Все породы в той или иной степени трещиноваты и разбиты системами трещин на разноранговые блоки первичной делимости. Но не все трещины являются проницаемыми в настоящее время и представляют промысловый интерес для формирования фильтрационной среды трещинных коллекторов нефти и газа.
Ведущая роль тектонической трещиноватости в формировании проницаемости трещинных коллекторов, по которой развивается вторичная (эпигенетическая) пустотность, не вызывает сомнений у специалистов. Однако существующие представления о количественном распределении и раскрытости трещин различных систем (вертикальных - в, наклонных - н, горизонтальных - г), основанные на данных бурения вертикальных скважин, описании керна и анализе шлифов, построены на точечных одномерных наблюдениях трехмерного пространства геологических тел и не отражают истинную объемную картину распространения трещин и их параметров на глубине.
Методы исследований неориентированного керна, отобранного из вертикальных или наклонных скважин, не позволяют получить объективное заключение об относительной густоте и раскрытости развитых на глубине разноориентированных трещинных систем по следующим причинам:
▪ вертикальные скважины пересекают преимущественно горизонтальные и в меньшей степени наклонные системы трещин;
▪ вероятность встречи вертикальной скважиной вертикальных трещин минимальна и снижается с уменьшением густоты их распространения от микротрещин к макротрещинам;
▪ в неориентированном керне скважин любой ориентировки невозможно определить простирание единичных трещин и трещинных систем;
▪ доступные наблюдениям в скважинах и исследованиям в лабораторных условиях трещины представлены узким классом микротрещин (мезо- и мегатрещины, а тем более отдельные плоскости разломов и зоны их пересечения являются редкими и уникальными образцами керновой коллекции);
▪ доступные наблюдениям в скважинах и исследованиям в лабораторных условиях трещины представлены в подавляющем большинстве случаев непроницаемыми, залеченными трещинами, суждения по которым о густоте распространения и раскрытости открытых трещин неправомерны;
▪ доступные наблюдениям в скважинах и исследованиям в лабораторных условиях открытые трещины представлены в ряде случаев искусственными трещинами разрушения в процессе бурения и трещинами разгрузки от перепада давления на забое и на устье скважины.
Известный факт отражения в образцах керна преимущественно залеченных микро-, мезо- и макротрещин, а из открытых – микротрещин, ставит под сомнение адекватность лабораторных определений трещинной проницаемости реальным природным условиям фильтрации флюидов в пласте. Очевидно, что эти определения могут рассматриваться не более как точечные наблюдения фоновых значений параметра, которые нуждаются в уточнении с помощью введения поправочных коэффициентов на проницаемость мезо- и макротрещин. Часто отсутствие связей между пористостью и проницаемостью, а также невозможность интерполяции точечных определений по керну в межскважинную область и на объем залежи в целом, не позволяет доверять фильтрационным моделям, основанным на лабораторных определениях трещинной проницаемости. Все эти и другие ограничения затрудняют создание достоверной модели трещинного коллектора по результатам исследований керна.
Методы ГИС, хотя и расширяют масштаб исследований трещин в скважинах, предоставляют точечные наблюдения (в отличие от керна, по которому получают точечные по объему данные) и далекую от реальной, картину объемного распределения трещин в межскважинном пространстве. Охватывая большие интервалы разреза, данные ГИС при вертикальном падении трещин не обеспечивают прирост информации в горизонтальной плоскости. Результаты прогноза параметров трещинных коллекторов в межскважинном пространстве чаще определяются не исходными данными, а методами интерпретации ГИС и принятой модели пустотного пространства коллектора, качеством сейсмических данных и методами интерполяции, которые заведомо несут элемент субъективизма.
Современная сейсморазведка, даже в реализации методики 3D, также малоэффективна при картировании проницаемых трещинных систем, геометризации и прогнозировании количественных параметров неоднородности трещинного коллектора. В условиях изотропной сейсмически немой среды гранитного массива, ни атрибуты сейсмического поля, ни упругая инверсия (AVO) не обеспечивают достоверного прогноза проницаемых зон. Причина в том, что объект исследований (единичные от-крытые трещины и зоны их группирования) меньше разрешающей способности метода, а при известной величине пористости трещин (1%) трещинных коллекторов, прогноз их по признакам насыщения не отличается от поиска иголки в стоге сена. Стандартный подход, основанный на картировании крупных зон разломов внутри фундамента, себя не оправдывает, так как высокоамплитудные разломы, выделяемые по сейсмическим материалам в подавляющем большинстве случаев непроницаемы (залечены) и, как будет показано ниже, не контролируют продуктивность скважин.
В то же время известно, что простирание и угол наклона трещин оказывает существенное влияние на их раскрытость и проницаемость, на процессы вытеснения и фильтрации нефти в пласте. Так, по экспериментальным исследованиям кернов скважин из гранитной залежи МБТ (НИПИморнефтегаз, 2000), на моделях с вертикальными трещинами (по сравнению с горизонтальными) отмечается устойчивое смещение кривых фазовых проницаемостей и прирост коэффициента вытеснения нефти. По Е.М.Смехову [5] для трещинного коллектора проницаемость вдоль и вкрест ортогонально ориен-тированных систем трещин может отличаться на порядок. По данным У.Файф и др. (1981) при оживлении разломов вертикальная проницаемость разреза увеличивается на три порядка, а трещины ГРП увеличивают проницаемость пластов (за счет трещинной проницаемости) на 10 порядков! Эти и другие факты требуют дифференцированного подхода и учета при оценке проницаемости трещинных систем различной азимутальной ориентировки и падения, возраста и генетического типа трещин.
Отсутствие данных о пространственной организации трещинных систем не позволяет построить достоверную геологическую модель залежи. Учет геометрии и ориентировки трещин важная, но не единственная задача этапа построения гидродинамической модели трещинного коллектора. Важнейшей составной изучения ФНТК является дифференциация трещин по степени их раскрытости и проницаемости в зависимости от ориентировки по площади и по разрезу трещинных систем.
В этой основной задаче решению подлежат три самостоятельные подзадачи:
1. дифференциация трещинных систем по генетическим типам (сколы и отрывы);
2. дифференциация валовой трещиноватости на открытую и залеченную трещиноватость;
3. дифференциация разноориентированных трещинных систем (вертикальных, горизонтальных и наклонных) по относительной раскрытости и проницаемости.
При построении гидродинамической модели залежи с трещинными коллекторами преобладают подходы, когда для определения параметров ФНТК учитывается вся регулярная и нерегулярная (хаотическая) сеть трещин независимо от:
▪ возрастных генераций (от ранних диагенетических до поздних дислокационных трещин) в соотношении с тектонической эволюцией процессов трещинообразования;
▪ характера заполнения трещинного пространства (открытые, нефтенасыщенные и минерализованные трещины) в соотношении со стадийностью аутигенного минералообразования и с учетом раскрытости трещин в условиях господствовавших палеонапряжений и современных напряжений;
▪ углов падения и ориентировок в вертикальной плоскости (вертикальные, горизонтальные, наклонные) в соотношении с распределением по разрезу вертикального (Ргор) и боковых (Рхбок, Рyгор) горных давлений, а также пластовых давлений (Рпл) насыщающих флюидов (эффективных давлений);
▪ азимутов простирания трещинных систем и относительной раскрытости трещин различных систем в горизонтальной плоскости в соотношении с простиранием осей нефтегазоконтролирующих структур и ориентировкой осей современного поля тектонических напряжений;
▪ масштабов трещин (от микро-, мезо- и макротрещин до отдельных разломов и зон разрывных нарушений) в соотношении с законами блоковой делимости земной коры, фрактальности и вложенности разномасштабных иерархических систем трещин и разломов.
В то же время известно, что коэффициент трещинной проницаемости есть функция раскрытости трещин независимо от геометрии трещин изучаемых образцов пород. При этом доказано [3], что в зависимости от геометрии преобладающих систем трещин (одна система горизонтальных трещин, одна система вертикальных трещин, две взаимно перпендикулярные и вертикальные системы трещин, три взаимно перпендикулярные системы трещин, одна из которых горизонтальна, нерегулярная хаотическая сеть трещин) и направления фильтрации (фильтрация в горизонтальной или вертикаль-ной плоскости), коэффициент трещинной проницаемости имеет различные численные значения и аналитические формы связи и может изменяться на несколько порядков (от нуля до бесконечности).
Рассмотрим геологические факторы, определяющие ФНТК, геолого-физические основы и не-которые подходы к обоснованию и прогнозированию параметров ФНТК.
Продолжение следует
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ФНТК.
К геолого-физическим факторам, определяющим ФНТК, могут быть отнесены следующие виды неоднородности:
а) первичная латеральная литолого-фациальная неоднородность горных пород;
б) первичная вертикальная литолого-фациальная неоднородность горных пород;
в) первичная зональная петрофизическая неоднородность горных пород;
г) структурная неоднородность напластований горных пород;
д) тектоническая неоднородность (блоковая делимость) или фрагментарность (фрактальность) в строении пластовых ассоциаций (массивов) горных пород;
е) неоднородность вторичной эпигенетической измененности (зональности) горных пород;
ж) пространственно-временная неоднородность НДС пород, определяющая различия генетических типов и раскрытости разноориентированных в пространстве и во времени систем трещин.
В обобщенном виде фильтрационная неоднородность горных пород (геосреды) определяется тремя группами геологических факторов, которые поддаются классификации:
1. литолого-фациальная неоднородность горных пород – это первичная конседиментационная (доскладчатая) неоднородность породно-слоистых ассоциаций (сиквентная неоднородность);
2. структурно-деформационная (фрактально-блоковая) неоднородность – это вторичная (со-складчатая) неоднородность диcлoкaциoннoгo эпигeнeзa;
3. эпигенетическая (гидротермально-метасоматическая) неоднородность – это вторичная постседиментационная (постскладчатая) неоднородность гидpoxимичecкoгo эпигeнeзa.
Структурно-деформационная и эпигенетическая неоднородность являются наложенными на первичную фациальную неоднородность породно-слоистых ассоциаций (ответственна за неоднородность петрофизических и упруго-деформационных свойств пород) и формируют вторичные поля проницаемости и пористости. Взаимоотношения этих трех видов неоднородности динамические и во времени (геологическом) меняют картину распределения полей проницаемости и пористости.
Некоторые факторы, определяющие ФНТК, поддаются учету при проектировании разработки залежей с трещинными коллекторами. Использование сейсморазведки 3Д в комплексе с интерпретацией скважинных данных (ГИС, керн) на уровне современных возможностей атрибутного анализа, стохастической инверсии, AVO и нейрокомпьютерного моделирования, позволяют учесть первичные латеральные и вертикальные литолого-фациальные и петрофизические неоднородности горных по-род, структурную и тектоническую (блоковую) неоднородность. Не поддается полному учету на со-временном уровне технологий и знаний и, практически не учитывается на этапе проектирования раз-работки залежей неоднородность НДС горных пород, определяющая характер и степень раскрытости трещин и неоднородность вторичной эпигенетической измененности (зональности) и насыщенности трещинного коллектора. В то же время неоднородность НДС горных пород определяет анизотропию проницаемости и ФНТК, а неоднородность вторичной эпигенетической измененности пород – зональность строения трещинного коллектора и его емкостной потенциал.
В связи с влиянием геометрии трещинных систем на проницаемость пород, при построении гидродинамической модели трещинных коллекторов необходимо введение фильтра на ориентировку проницаемых систем трещин (связан с закономерностями пространственного распределения трещин в силовом поле тектонических напряжений и подчиненности их ориентировки распределению осей напряжений), а также фильтра на возрастную генерацию трещин различных систем (разделение древних залеченных и молодых открытых трещин). Главное требование – учет ориентировки осей напряжений на распределение параметров открытых трещин (азимут простирания, угол падения, раскрытость, направление роста и схлопывания при проведении ГТМ), в том числе в процессе эволюции от первичного стационарного поля к вторичному нестационарному полю напряжений, нарушенному техногенными процессами при разработке залежи.
На локальные изменения полей напряжений и формирование искусственных трещин влияют как форсированные отборы жидкости, вызывающие репрессии на пласт и смыкание трещин, так и неравномерная закачка воды, приводящая к перекомпенсации отборов, превышению забойного давления над минимальным горным давлением и искусственному гидроразрыву пластов. Эти изменения усиливаются процессами кальматации трещин солями, смолами и парафинами, выпадающими при закачке несовместимых (по химизму и термобарическим условиям) с пластовыми условиями вод и реагентов и, приводящими, как следствие, к изменению фильтрационных токов в залежи. Промышленные масштабы внедрения ГРП на месторождениях без учета неоднородности фильтрационно-емкостных и упруго-деформационных свойств и НДС пород создают вертикальную связанность с подошвенными водами и кровельным газом, приводят к объединению пластов смежных эксплуатационных объектов, к нарушению естественного фильтрационного поля пластов, обводнению фонда скважин и необходимости реанимации месторождения.
Как видим, от правильного решения обозначенных задач зависит достоверность принятой для гидродинамических расчетов геологической модели, конечная нефтеотдача и эффективность освоения месторождений с трещинными коллекторами.
Вопросы изучения ФНТК и дифференциации трещин по типам, степени их раскрытости и проницаемости в зависимости от ориентировки по площади и по разрезу трещинных систем, а также другие теоретические и практические вопросы прогнозирования ФНТК трещинных сред, изложены нами в работе [7] и заинтересованный читатель может с ними ознакомиться. Здесь же мы рассмотрим практически важные для проектирования поисково-разведочных и эксплуатационных скважин вопросы связи продуктивности скважин от геологических особенностей строения фундамента МБТ.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
СВЯЗЬ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН С ЗОНАМИ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ АТРИБУТАМ.
Большой вклад в развитие геофизических методов прогнозирования разрывных нарушений, трещиноватости и зон дилатансии в фундаменте МБТ внесли разработки специалистов ОАО «ЦГЭ» А.Г.Авербуха, Г.Н.Гогоненкова, В.Б.Левянта, А.Л.Плешкевича, И.М.Чуриновой и др.
В основе сейсмических методов прогнозирования неоднородности трещинных сред анализ свойств волнового поля (общая энергия, локальная нерегулярность, относительный уровень высоко-частотных компонент, характеристика рассеянной компоненты сейсмического поля и др.) и сейсмических атрибутов (упругие импедансы, кубы деструкции, когерентности и др.) с использованием программ кокрайкинга и геостатистической инверсии на основе симуляционного аннилинга, про-грамма 3D глубинной сейсмической миграции до суммирования, применение специализированных интерпретационных режимов f-x-y фильтрации, другие приемы анализа сейсмических атрибутов отражения от структурных неоднородностей на поверхности и внутри фундамента.
Суммирование опыта применения приемов сейсмической интерпретации и прогнозирования неоднородностей трещинных сред отражено в недавно изданных методических рекомендациях по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов на примере карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа [2]. Логика развития современной нефтяной геологии определяет технологический перекос в развитии методов прогнозирования трещиноватости в ущерб генетическому подходу, основанному на комплексном геолого-физическом осмыслении данных геолого-геофизических, дистанционных и других методов исследований. Подтверждением сказанному служат издания многочисленных работ, основанных исключительно на сейсмических методах изучения пористых и трещинных геологических сред (например 3-х томник [4]).
Наш опыт подтверждает, что важным инструментом идентификации зон открытой тектонической трещиноватости является анализ кубов различных сейсмических атрибутов. Возможность выделения по сейсмическим атрибутам (куб когерентности, кривизн поверхности и др.) разломов и трещинных систем в осадочном чехле открывает определенные перспективы в направлении их прогнозирования в фундаменте (Рис.1.). На фоне первых положительных результатов прогноза пустотности с помощью новых технологий кокригинга и нейронных сетей (ЦГЭ, 2006), примеры хорошей сходимости высокодебитных скважин с сейсмическими признаками вертикальных трещинных зон (Рис.1), отождествляемых с проницаемыми зонами, позволяют надеяться на успехи сейсморазведки при решении задач геометризации нефтенасыщенного пространства в теле гранитного массива.
Особенностью сейсмического подхода к решению задач геометризации трещинных сред и потенциальных резервуаров нефти в фундаменте МБТ является поиск значимых (критериальных) различий физических свойств плотных массивов первичной матрицы и линейных (объемных) зон деструкции, связанных со вторичным разуплотнением и флюидонасыщением искомого пространства, в атрибутах сейсмического волнового поля. Задача не имеет однозначного решения без привлечения геологического знания, объясняющего природу этих различий на генетической основе.
Рис.1. Месторождение Белый Тигр. Положение интервалов притока по скважинам на фоне глубинного среза куба Deep Angle (кривизна поверхности). Голубая линия – кровля фундамента, горизонтальная линия – отметка 5000 м. Дебиты нефти составляют по скважинам: №8 (880-980 м3/сут); №460 (380-440 м3/сут); №437 (650-1150 м3/сут). Хорошо видна приуроченность интервалов притока нефти (зеленый) с субвертикальными трещинными зонами (черный) в атрибутах Deep Angle.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
ЗАВИСИМОСТЬ ПРИТОКОВ СКВАЖИН ОТ РАССТОЯНИЯ ДО РАЗЛОМОВ.
На суммарной гистограмме распределения скважин с притоками и без притоков флюида в зависимости от расстояния до разломов по глубинным срезам от 3500 м до 4300 м (Рис.2) не удается обнаружить сколь либо значимое различие в продуктивности скважин от расстояния до разломов. Для обеих групп скважин имеет место логнормальное распределение с максимумом для продуктивных скважин в интервале 50-100 м, и 100-150 м – для непродуктивных скважин. При этом количество непродуктивных скважин всегда больше или равно (интервалы 250-300 м, 450-500 м) количеству непродуктивных скважин на любом расстоянии от разломов в диапазоне от 0 до 600 м (Рис.2).
Отсутствие связи (избирательности) между продуктивными и непродуктивными скважинами от расстояния до разломов указывает на независимость нефтегазоносности фундамента от высокоамплитудных сейсмических разломов и может быть объяснено двумя причинами:
1) разломы, картируемые сейсморазведкой 3D в фундаменте, являются залеченными и не влияют на продуктивность скважин;
2) по результатам интерпретации сейсморазведки 3D в фундаменте выделяются не разломы, а внутренние неоднородности другой природы.
В любом варианте выводов необходимо понять и объяснить природу этих связей (отсутствия связей), либо признать бесперспективность этого направления исследований и отказаться от поиска несуществующих связей между продуктивностью скважин и сейсмическими признаками разломов фундамента (древние, высокоамплитудные структуроформирующие разломы ССВ простирания), в том числе за счет усложнения алгоритмов и технологий поиска (нейронные сети, кокригинг и др.). Важность этого заключения определяется тем значением, которое придается этому признаку при принятии решений о заложении скважин в фундаменте МБТ.
Задача прогнозирования ФНТК состоит в том, чтобы искать сейсмические признаки мало- и безамплитудных раскрытых разломов и зон тектонической трещиноватости новейшей генерации, связанные с вертикальными проекциями картируемых в осадочном чехле молодыми разломами ССЗ простирания, вместо того, чтобы пытаться найти способы избавления от вертикальной «полосчатости» сейсмического куба и, как следствие с вертикальным распределением зон разуплотнения на прогнозных кубах пустотности, которые плохо вяжутся с моделями крутонаклонных разломов МБТ.
Независимыми определениями по результатам количественной характеристики разломов фундамента МБТ, выделенных при интерпретации сейсмического куба, подтверждается преобладание трещинных систем ССВ 20-45° простирания (более 45%). На западном крыле структуры эта система представлена взбросами и надвигами, образованными в результате регионального сжатия в период от конца раннего олигоцена до начала миоцена. На восточном крыле разломы этого же ССВ простирания представляют собой высокоамплитудные сбросы. Очевидно, что в такой интерпретации разломы восточного крыла должны быть образованы в результате регионального растяжения.
Такая характеристика кинематики и природы разломов, прямо характеризующих их проницаемость, находится в полном противоречии с продуктивностью скважин МБТ: высокая продуктивность западного крыла и низкая продуктивность восточного крыла. Для западного крыла трудно объяснить максимальную продуктивность скважин, вскрывающих на глубинах крутонаклонные разломы, которые имеют взбросовую природу и идентифицируют условия сжатия. В то же время на восточном крыле малодебитные и непродуктивные скважины вскрывают крутонаклонные разломы, имеющие сбросовую природу и идентифицирующие условия растяжения. Все это нелогично и противоречит геологической логике и фактическим данным.
Рис.2. Месторождение Белый Тигр. Суммарная гистограмма распределения скважин с притоками и без притока флюида в зависимости от расстояния до разломов по глубинным слайсам от 3500 м до 4300 м (ЦГЭ, А.Г.Авербух, 2006). Приточные и бесприточные скважины подчиняются логнормальному распределению в зависимости от расстояния до разломов и одинаково часто встречаются на одних и тех же расстояниях от разломов, что сводит прогнозно-критериальные свойства этого признака к нулю.
Навигация
Перейти к полной версии