авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |

Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров баренцево-карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов

-- [ Страница 4 ] --

Измерения удельной поверхности проводились на приборах фирмы "Культроникс" (Франция) методом низкотемпературной адсорбции азота Брунауэра-Эммета-Теллера (БЭТ) на анализаторе «Акусорб 2100Е» и методом ртутной порометрии на приборе "Автопор 9200".

Как показали исследования, диапазон удельной поверхности образцов пород разного литологического состава достаточно широк - от 0,04 до 32,48 м2/г породы

В пределах этих значений имеется возможность дифференцировать породы по величине удельной поверхности.

Удельная поверхность полимиктовых коллекторов Западной Сибири лежит в пределах от 1,69 до 9,23 м2/г. Для большинства образцов значения удельной поверхности So выше, чем для кварцевых разностей, в кото­рых она меняется от 0,5 до 1,5 м2/г. Величина So песчаников юры, в цементе которых содержится преимущественно удлиненно-пластинчатая гидрослюда, варьирует от 2,7 до 9,23 м2/г. В то же время удельная поверхность нижнемеловых коллекторов обычно имеет более низкое значение, что связано с присутствием в них в основном каолинита, хлорита и изометрично-пластинчатой гидрослюды с более крупными частицами.

Наиболее тесная связь получена при сопоставлении коэффициента остаточного водонасыщения Кво с приведенной удельной поверхностью S'o. Использование параметра S'o позволяет полностью учитывать тонкодисперсный материал, присутствующий в породе и определяющий содержание в ней остаточной воды. Для песчаных коллекторов нижнего мела мы получили зависимость Кво = f (lgS'o), где S'o — приведенная удельная поверхность единицы объема пор. Уравнение регрессии имеет следующий вид: Кво = -76,7+81,7lgS'o с коэффициентом корреляции, равным 0,885. При построении зависимости были использованы образцы, в цементе которых преобладали каолинит и хлорит, а в виде примеси - гидрослюда и смешанослойная фаза. Указанные глинистые минералы, распространенные в отложениях неокома Западной Сибири, имеют широкий диапазон значений удельной поверхности, однако наибольшей величиной So, как известно, характеризуется монтмориллонит, присутствие которого даже в небольших количествах в составе цемента приводит к резкому увеличению удельной поверхности. В этом случае точки, соответствующие образцам с монтмориллонитовым цементом, располагаются значительно выше линии регрессии и выпадают из общей зависимости.

В свете приведенных фактических данных следует отметить следующее.

1. Увеличение глубины залегания продуктивных горизонтов в северном направлении привело к усилению стадийных преобразований полимиктовых коллекторов нефти и газа, оказав существенное влияние на коллекторские свойства пород, значительно усложнилась их структура.

2. Установленные петрофизические связи обладают достоверностью только в том случае, если построены с учетом литологических данных, дифференциации по минеральному составу тонкодисперсной компоненты пород-коллекторов.

3.3.2. Модель трещинно-кавернового карбонатного коллектора

Среди ряда моделей трещинно-каверново-порового коллектора в консолидированных породах наибольшее распространение получила модель Уоррена-Рута. Ее преимущество заключается, помимо наглядности, в возможности устанавливать связь размеров блоков трещиноватых пород с раскрытостью, ориентацией и протяженностью трещин.

Коллекторы нефти и газа в карбонатных породах обладают характерными для нетрадиционных коллекторов признаками: сложной структурой пустотного пространства и наличием двух сред: блоков (матрицы) и ограничивающей блоки системы макротрещин. Двухфазная фильтрация в таком коллекторе сопровождается постоянным обменом фазами между матрицей и основными каналами фильтрации, что в значительной степени определяет величину коэффициента нефтеотдачи. Размеры и свойства блоковой части коллектора определяются методами ГИС и петрофизическими исследованиями кернового материала.

Как известно, в зависимости от преобладания того или иного вида пустотности карбонатные коллекторы могут быть чисто трещинными (редко), трещинно-поровыми, каверново-поровыми или трещинно-каверново-поровыми. Соответственно и петрофизические модели, используемые прежде всего для интерпретации данных ГИС, различаются по виду и тесноте корреляционных связей.

В самом общем виде емкостная модель трещинно-кавернового коллектора может быть выражена следующими равенствами:

- Общая пористость коллектора:

КП,О = КоП,ТР+КП,КАВ+КП,М(1-КП,ТР-КП,КАВ).

-Пористость матрицы:

КП,М = КЭФП,М+КП,МЗАКР

-Эффективная пористость коллектора:

КП,ЭФ = КЭФП,М (1-КП,ТР – КП,КАВ)+КП,ТР+КП,КАВ

Здесь:

КП,ТР + КП,КАВ – пористость макротрещин;

КП,КАВ – «каверновая» пористость.

КЭФП,М ; КП,МЗАКР – эффективная (нефтенасыщенная) и «закрытая» (неэффективная) пористость матрицы соответственно.

Вторичная пустотность коллектора КП,ВТ = КП,КАВ+КП,ТР может быть определена по данным ГИС. Остальные параметры требуют оценки по керну.

3.3.3. Тектонофизическая модель резервуара

Петрофизические характеристики осадочных горных пород в значительной (а иногда и решающей) степени определяются степенью напряженного состояния массива, откуда были получены образцы для исследований. В первую очередь это относится к процессам переноса флюида в пустотном пространстве породы – направлению миграции и распределению проницаемости. Одним из способов оценки напряженности, отражающей распределение полей напряжений в конкретных структурах, является метод тектонофизического моделирования на оптически активных материалах. Как правило, минимальными значениями напряжений обладают структуры, которые могут быть потенциальными ловушками углеводородов.

Моделирование напряженного состояния Долгинской структуры проводилось нами с помощью желатин-глицеринового студня, физические свойства которого хорошо изучены (А.Д. Дзюбло, С.Г.Рябухина, А.В. Зайцев. 2008 г.). Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующие структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания через Долгинскую структуру. В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным и поверхности напластования стратиграфических систем: ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой.

Результаты исследований показали следующее: верхняя часть, располагающаяся в висячем крыле Главного Долгинского сбросо-сдвига, находится в ненагруженном состоянии; в пермских отложениях до отражающего горизонта I12u(P2u) располагается участок со средними значениями поля напряжения, который переходит в область концентратора, протягивающуюся до границы Ia(P1 a+s); в блоке каменноугольного возраста картина распределения напряжений аналогичная, т.е. в верхней части блока – область пониженных значений, в нижней – повышенных.

3.3.4. Модель пористости и проницаемости для метода
ядерно-магнитного резонанса

Для расчета проницаемости по данным ЯМР-исследований была использована новая модель порового пространства горных пород в виде трехмерной кубической решетки капилляров. Ее отличие от других моделей подобного типа заключается в способе учета распределения пор по размерам. Этот способ основан на том, что пористая среда представляется состоящей из большого числа одинаковых кубических ячеек. Структура пор во всех ячейках одинакова, а распределение размеров пор r по ячейкам описывается некоторой функцией f(r). (В.А.Мурцовкин, В.Г.Топорков,2000), определяющаяся по спектрам времени поперечной релаксации Т2. При этом использовался тот факт,что время релаксации пропорционально размеру пор. Как показали расчеты, оценка проницаемости на основе предложенной модели лучше согласуется с результатами ее непосредственного измерения методом фильтрации.

Метод ЯМР – быстроразвивающееся направление, и если первоначально он использовался в основном в терригенных разрезах, то в последние годы ЯМК стал очень успешно применяться в карбонатах.

Такой разрез вскрыт тремя скважинами на Долгинском нефтяном месторождении, расположенном в центральной части шельфа Печорского моря. Залежи приурочены к карбонатным отложениям нижней перми – верхнего+среднего карбона.

Коллектора представлены органогенными низкопоровыми известняками каверно-порового типа. Достаточно низкая пористость продуктивной части разреза (4,0-6,7%) и фрагментарная мозаичная нефтенасыщенность коллекторов вызвали серьезные трудности при оценке нефтенасыщенности.

Используя данные ЯМР-релаксометре, были получены характеристики нефтенасыщенных и водонасыщенных участков матрицы.

Компьютерная обработка снимков в ультрафиолетовом спектре позволила дать количественные соотношения доли водонасыщенной матрицы и доли переотложенных нефтенасыщенных известняков в общем объеме породы.

В результате исследований установлено, что нефтенасыщенная доля объема породы в общем объеме колеблется от 0 до 85% и в среднем составляет 26,6%.

Наиболее эффективно метод ЯМР позволяет оценить вторичную пористость в тех случаях, когда процесс формирования емкостных свойств протекает за счет переотложения минералов скелета породы. Скважиной 2 Медынское-море вскрыт нижнедевонский карбонатный комплекс, при испытании получен дебит нефти более 600 м3/сут, в среднем пористость продуктивного пласта, представленного доломитом, составляет 4%, коллектор каверново-порово-трещинного типа, пористость известняков вмещающих пород 1-4%.

Если во вмещающих породах эффективная емкость практически отсутствует, то доля эффективной емкости в продуктивном пласте составляет около 50%. На релаксационных кривых в породах продуктивной толщи время релаксации достигает величины >1000 мс, во вмещающих породах едва достигает 100 мс. Это свидетельствует об отсутствии сколько-нибудь значимых по размерам пор.

3.4. Литофизические процессы и модель формирования карбонатных коллекторов (на примере Долгинской площади)

Карбонатный разрез каменноугольного возраста, лучше всего изученный в Южно-Долгинской скважине, по данным рентгено-фазового количественного анализа (РФКА, ИГиРГИ) достаточно четко дифференцируется на следующие типы:

- «чистые» известняки (содержание кальцита больше 90%) в интервале 3213-3182,2 м. Примесь доломита – не более 2%, кремнезема – менее 1,5%, глинистые минералы, пирит – менее 3%;

- окремнелые известняки с содержанием кремнезема более 1,5% в ин-ле 3182,2 -3170 м;

- доломитизированные известняки с содержанием доломита до 17,5% на глубине 3175,5 м;

- глинистые, слабо глинистые известняки, с содержанием глинистого
материала более 3- 5%.

Глинистая составляющая, по данным М.С. Зонн (2001 г.), представлена гидрослюдой, каолинитом, хлоритом и смешаннослойными минералами, аутигенные минералы – пирит и сидерит.

Как показано в диссертации, состав карбонатных пород Долгинской площади отражает как процесс седиментации, так и вторичных (постседиментационных) изменений пород, тесно связанных с различными условиями седиментогенеза и перекристаллизации.

Другой вторичный процесс, - доломитизация, слабо развит в карбонатной толще Южно-Долгинской структуры. Среднее содержание доломита в известняках не превышает 1-2%. По времени доломитизация протекала после образования крупнозернистого кальцита, откладывавшегося в трещинах при свободном доступе известковых растворов.

Отрицательное воздействие на фильтрационно-емкостные характеристики известняков оказывало их окремнение, особенно это проявилось в кровле касимово – гжельских отложений.

Наконец, трещиноватость пород, связанная с позднедиагенетическим или катагенетическим этапами, довольно широко отмечается во многих интервалах разреза и обеспечивает фильтрационную активность известняков.

В пределах Долгинского вала литолого-фациальными исследованиями удалось установить прямую связь высокоемких коллекторов с цикличностью карбонатного осадконакопления, - этапами развития биогермных и биогермно-банковых пород, развитием карстообразования и трещиноватости в процессах тектонических подвижек территории (М.С. Зонн, 2001). Так, поднятие структуры, сопровождавшееся воздействием пресных вод в нижне-пермское, верхне- и среднекарбоновое время привело к формированию трещинно-каверново-карстовых (по Е.Г.Журавлеву – трещинно-гипергенных) коллекторов под докунгурской поверхностью несогласия, - результат длительной континентальной эрозии. Дизъюнктивные нарушения, сопровождавшиеся образованием трещиноватых участков, последующие опускания пород с различными литофизическими характеристиками привели к зональному строению всей карбонатной толщи. Безусловно, этому способствовали и вышеописанные вторичные изменения. В результате образовалась «мозаичная» структура коллектора, - чередование участков «исходной» матрицы, практически не затронутых процессами выщелачивания и перекристаллизации, с пористо-каверновыми и трещиноватыми участками, по-видимому, нефтенасыщенными.

Сравнение гистограмм распределения открытой пористости нижнепермско - верхнекаменноугольных отложений скважин Северо- и Южно-Долгинская свидетельствует об улучшенных емкостных свойствах карбонатных коллекторов северной части Долгинского вала. Так, средняя пористость по керну одновозрастных пород карбонатного разреза Южно-Долгинской скважины составляет 0,98% (интервал 3170-3211м), Северо-Долгинской 2,83% (интервал 2979-3095 м). Явная ассиметрия обеих распределений говорит о существенном вкладе в общий объем пустотного пространства коллекторов трещинной составляющей, к сожалению практически не изученной.

Представленные в настоящей главе геолого-геофизические модели (рис. 2) позволили автору разработать рациональный комплекс методов поиска и разведки нефтегазовых залежей для конкретных геологических и природно-климотических условий в Печорском море, в районе Приямальского шельфа и акватории Обской и Тазовской губ, в том числе в транзитных (мелководных) зонах, рассмотренный в главе 4.

Рис.2

Глава 4. Разработка, оптимизация и опыт применения современной
комплексной технологии поиска и разведки месторождений
углеводородов на арктическом шельфе

Cложное и чрезвычайно разнообразное строение уже открытых нефтегазовых месторождений на арктическом шельфе РФ, в том числе в Баренцево-Карском регионе, а также экстремальные климатические условия требуют научного обоснования проведения высокотехничных разведочных работ, применения новейших технологий и технических средств, продуманной и эффективной организации труда. Все эти вопросы на протяжение ряда лет решались при непосредственном участии диссертанта.

Специфика ГРР на арктическом шельфе обусловлена следующими факторами:

- продолжением уже открытых на суше месторождений на акваториях, что требует внесения ряда изменений в программу геолого-геофизических исследований, разработанную для сухопутной части продуктивных площадей;

- необходимостью выполнить все работы в кратчайшие сроки, в период очищения от льда акваторий, не превышающего 3-4 месяца в году;

-необходимостью проведения сейсморазведочных работ на мелководье, где сосредоточена значительная часть ресурсов углеводородов;

-высокой стоимостью и технологическими проблемами бурения поисково-разведочных скважин в пределах арктического шельфа, требующего минимизации объемов поисково-разведочного бурения и выдвигающего высокие требования к технологическому обеспечению сейсморазведки и качеству интерпретации сейсмических материалов.

Особые требования предъявляются к технологическому циклу освоения месторождений, а также к качеству и достоверности оценки петрофизических характеристик продуктивных отложений при, как правило, ограниченном отборе керна и его невысокой информативности.

Существенно повысить информационность комплекса ГРР и минимизировать объем исследований может интегрированная база данных геолого-геофизической информации по объектам арктического шельфа (В.В. Сидоров, А.Д. Дзюбло и др. 2007). Работа по формированию банка первичной геолого-геофизической информации по инициативе автора начата в 2005г. на основе программного комплекса GeoView, рассмотренного ниже.

4.1.Методы геофизической разведки

4.1.1.Специфика и результаты проведения сейсморазведочных работ в транзитных зонах арктического шельфа

Ближайшим объектом поисков месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе является транзитное мелководье. Особенности поисковых работ здесь состоят в том, что такие зоны представляют собой непосредственное продолжение прилегающих материковых нефтегазоносных бассейнов. Так, мелководье Печорского моря - подводное продолжение Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Более 50 % ловушек здесь неантиклинального типа, зона развития которых прослеживается на транзитном мелководье. Если поиски литологических, тектонических и стратиграфически экранированных ловушек на суше методами сейсморазведки часто представяют сложную задачу, то в условиях мелководья к этому следует добавить аппаратурно- методические проблемы, а также требование экологически безопасного проведения работ.

В транзитной зоне как правило используются радиометрические системы регистрации сейсмических данных. Приоритет в аппаратурном обеспечении таких систем принадлежит компаниям Geco-Prakla, Input/Output, CGG, Sercel и др. геофизическим фирмам США и Франции.

Первые поисково-разведочные работы в транзитной зоне арктического шельфа были выполнены ОАО «Газпром» с участием диссертанта силами ФГУП «Севморнефтегеофизика» и ОАО «СевМорГео» в 1998 г. в Печорском море на месторождении Варандей – море. Место заложения первой поисковой скважины было установлено детальными сейсмическими исследованиями 1989 - 1994 гг., качество которых обеспечивали лишь структурные построения. Изучение сложнопостроенного карбонатного резервуара в отложениях нижнепермско-каменноугольного возраста требовало сейсмической информации более высокого уровня, наряду с данными бурения поисково-разведочных скважин. С этой целью в конце 1998г. в транзитной зоне (глубина моря менее 10 м) были проведены сейсморазведочные работы методами объемной(3D) и профильной (2D) сейсморазведки с мелководного судна «Искатель» и гидрографического судна «Горизонт». Площадь съемки 3D составила 48,1 км2.. Система наблюдений включала 8 приемных линий длиной 12 км с расстоянием между ними 600 м и четыре линии возбуждения по 6 пневматических источников («пушек») в каждой. Расстояние между линиями возбуждения составляло 120 м с интервалом отстрела 60 м. Телеметрическая система сбора информации «Teleseis» (фирма «Fairfield Industries») располагалась на базовом судне «Горизонт», привязка GPS в дифференциальном режиме.

Результатом комплексных исследований явилось уточнение геологической модели нижнепермского резервуара, прослежено продолжение месторождения в сторону суши, расширены контуры нефтегазоносности к югу и выбрана оптимальная точка заложения очередной разведочной скважины в сводовой части Варандейской структуры.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 7 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.