Диссертация (1172960), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Дмитриевского, [17]) прослеживаетсяпрактически во всех последующих преобразованиях структуры пустотногопространства породы.Рисунок 1.2 – Принципиальное строение ординарных (А) и элементарных (Б) циклитовв разрезе ассельско-сакмарских отложений Печорского бассейна.Седиментационные системы: НСС – нижняя, ТСС – трансгрессивная, ВСС – верхняя,ПМЗ – поверхность максимального затопленияФормирование седиментационной модели осуществляется на основебиостратиграфического,литолого-петрографическогоанализа,данныхинтерпретации ГИС и сейсмических исследований. Результатом является18биостратиграфическое расчленение разреза представляющее собой системуординарных циклитов [21].Тонкие элементы седиментационной модели, соответствующие поверхностимаксимального затопления (далее – ПМЗ) по сути своей могут служитьлокальными экранами.
Их роль весьма велика, так как в некоторых случаяхнесмотря на маломощность они могут разделять залежи, первоначальнопредставлявшиеся как единые.Характерен пример второй пачки Южно-Шапкинского месторожденияв Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.Месторождение многопластовое, в продуктивной толще, охватывающейболее 500 м средне- и верхнекаменноугольных и пермских отложений, выделеночетыре пачки нефтегазоносных коллекторов: II, III, IV и V. Наибольшая поразмерам и запасам II пачка. К началу разработки она рассматривалась как единаязалежь с водонефтяным контактом на абсолютной отметке -1919,0 м и былавыделена в один эксплуатационный объект.
Однако в процессе эксплуатациивыяснилось, что разрез имеет циклическое строение и в нем присутствуютмаломощные прослои, соответствующие фации поверхности максимальногозатопления, (показаны на рисунке 1.3 цветными прослоями), которые сталипричинойразделенияи нефтегазовыезалежиобъектасначетыреразличнымисамостоятельныеводонефтянымиинефтяныенефтегазовымиконтактами (Рисунок 1.3). Произошла существенная переоценка запасов, сталаочевидной не оптимальность начального плана разработки второй продуктивнойпачки на основе единого эксплуатационного объекта.
Пример показывает, чтосвоевременныйлито-фациальныйанализиреконструкцияисходнойседиментационной модели резервуара дали бы лучшие результаты разработки.19Рисунок 1.3 – Южно-Шапкинское месторождение.Текущая геологическая модель ранее единой II пачки [44]Еще одним примером использования лито-фациального анализа могут бытьисследования по формированию геологической модели фаменской залежиместорожденияСеверо-ХоседаюскоговзонеЦентрально-Хорейверскогоподнятия. Залежь является массивной, объединяющей пласты Д2fm-IV и Д2fm-III.Резервуар представлен карбонатными трещиноватыми коллекторами. Анализвключал формирование карбонатных циклов в связи с их палеоструктурнойприуроченностью и палеотектоническим режимом территории.
Локальнаяструктурно-фациальная зональность в значительной степени определяласьморфологией рельефа дна палеобассейна. Важным фактором при этом являлось то,что фаменская продуктивная толща месторождения представлена структурой20обликания франских рифов. В результате лучшие коллектора формировались наповышенных слабо погружающихся участках палеоструктур, в то время как напониженных блоках преобладают коллектора низких классов, развивающихсяпреимущественно по водорослевым известнякам.Выявленные шесть циклов (Рисунок 1.4) скоррелированы по скважинами представлены в виде зональных лито-фациальных карт (Рисунки 1.5–1.10).В таком качестве они заполнены петрофизикой по скважинам и стали основойгеологической модели.
Важной особенностью данного примера стало то, чтов результате учета выраженного палеорельефа, карты имеют структурный облик,что объясняет отсутствие выдержанного по площади слоя трансгрессивной фазы –ПМЗ, локализованного по периферии локальных поднятий и неспособного иметьизолирующие свойства. Этим объясняется единство всей залежи, и обоснованностьее разработки одним эксплуатационным объектом.21Рисунок 1.4 – Циклостратиграфическое расчленение продуктивной части разрезазадонско-елецкого горизонта Северо-Хоседаюского месторождения22Рисунок 1.5 – Карталитофаций IupРисунок 1.6 – Карталитофаций VРисунок 1.8 – Карталитофаций IIIРисунок 1.9 – Карталитофаций IIРисунок 1.7 – Карталитофаций IVРисунок 1.10 – Карталитофаций I_023Вместе с тем, характерная для СПО большая толщина продуктивной толщи,соответствующая длительности периода ее формирования, наряду с проявлениямициклики, может включать пачки, существенно различающиеся по фильтрационнымсвойствам.
Вот как характеризуется такая ситуация в работе Н.Н. Маркова,Ю.В. Шурубора: «Опыт последних лет убеждает, что многие объекты, связанныес карбонатными толщами Пермского Прикамья и осваивавшиеся с применениемсистем разработки, рекомендованных для массивных залежей, в действительностиявляются сложнопостроенными многопластовыми геологическими телами. Настадии разведки и даже длительное время после начала промышленнойэксплуатации они ошибочно интерпретировались как массивные залежи только изза многочисленности маломощных и невыдержанных прослоев коллекторов,сложности их межскважинной корреляции.
Своевременному выявлению ошибкичастопрепятствовалоналичиеединойдлявсехпластовповерхностиводонефтяного контакта, которая сформировалась вследствие широкого развитияв карбонатных толщах круто падающих трещин, плито- и столбообразныхсубвертикальных зон эпигенетического выщелачивания пород» [14; 34]. В этихслучаях может быть целесообразным разделение продуктивной толщи нанесколько эксплуатационных объектов для лучшего управления системойвоздействия и выработки запасов.ПодобнаяситуацияотмечаласьнаОренбургскомместорождении.Оренбургское газоконденсатонефтяное месторождение приурочено к СольИлецкому своду на склоне Волго-Уральской антеклизы.
Поднятие простираетсяв широтном направлении и имеет размеры 110 × 22 км. Амплитуда поднятиядостигает 550 м. Восточная часть месторождения имеет нефтяную оторочку.Продуктивнымиявляютсяотложенияартинско-среднекаменноугольнойкарбонатной толщи (Рисунок 1.11). Этаж газонефтеносности достигает 530 м.24Рисунок 1.11 – Восточная часть Оренбургского месторождения с нефтяной оторочкой [50]Вначале по данным разведочного бурения предполагалось, что всянефтегазоносная толща представляет собой единую газогидродинамическуюсистему. Тип залежи классифицировался как массивный.
Исходя из такихпредставлений, в первоначальном проекте разработки вся продуктивная толщабыла объединена в один объект разработки. В процессе разбуриванияи планомерной разработки месторождения произошло существенное уточнениегеологического строения залежи. Трещинно-пористые коллекторы, с которымисвязана промышленнаягазоносность, характеризуются резкоразличнымипроницаемостями: от 0,1·10-3 до 500·10-3 мкм2 и более. При совместной разработкепроисходилавыработказапасовизвысокопроницаемыхпачекизон.Низкопроницаемые пласты оставались практически законсервированными.
Этопотребовало корректирование плана разработки. Тип залежи был признанмассивно-пластовым,эксплуатационныхипродуктивнаяобъекта,каждыйтолщаизбылакоторыхразделенанахарактеризуетсятрисвоимраспределением типов коллекторов: порового, трещинно-порового и трещинного.25Дифференциация эксплуатационных объектов и систем разработки в этихусловиях снизила негативный эффект высокой фильтрационной неоднородностизалежи.Резюмируя рассмотренные материалы по генезису и по формированиюструктуры пустотного пространства карбонатных трещиноватых коллекторовможно сделать заключение, что лито-фациальный анализ и формированиеседиментационной модели является одним из основных элементов методологииизучения и моделирования СПО на основе геологической информации дляобеспечения оптимального выбора эксплуатационных объектов разработкимассивных залежей.1.2. Выбор системы разработки СПО в кристаллических отложенияхс учетом петрографической моделиНаряду с использованием седиментационных моделей при изучениии моделировании залежей в коллекторах осадочного происхождения, сходныеподходы применимы и при работе с залежами в магматических отложенияхфундамента.Промышленные месторождения нефти и газа в фундаменте известны вомногих регионах мира: Ауджила в Ливии, Ла-Пас и Мара в Венесуэле, Хьюготонв США, Оймаша в Казахстане и др.
в том числе одно из крупнейших Белый тигр нашельфе СРВ [11]. Методология выделения коллекторов в этих породахосновываетсянатом,чтоониподвергалисьвторичнымпроцессам,сформировавших в них трещинно-кавернозные зоны Главными из этих процессовявляются тектоническая деятельность и действие гидротермальных растворов.Тектоническая деятельность периодична и приводит к образованию и обновлениюсети разломов и макротрещин, которые уже на ранней стадии служат каналамидвижения термальных вод. В свою очередь термальные воды являются активнымрастворителем, о чем свидетельствует закономерное уменьшение объемного весапород и характера распределения химических элементов по фронту движения26растворов – последовательно: неизменный гранит – каолинит-диккитовая зона –цеолитовая зона.Даннаягеоморфологическаяв кристаллическомфундаментесхемасоответствуетместорождениянефтянойБелыйзалежиТигр.Здесьгидротермально преобразованные граниты представляют собой относительноновый тип коллектора, расширяющий перспективы нефтегазопоисковых работ [16;75].МесторождениерасположеновпределахМеконгскойвпадины,стратиграфический разрез которой включает докайнозойский фундамент иперекрывающие его терригенные отложения олигоцена, миоцена и плиоценачетвертичного возраста.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
