Диссертация (1172960), страница 5
Текст из файла (страница 5)
По кровле фундамента месторождение представляет собойтехвершинную горстообразную морфоструктуру, состоящую из трех сводов:Южного, Центрального и Северного. Гипсометрически самым высоким являетсяЦентральный свод, а более погруженные Южный и Северный (Рисунки 1.12–1.14).Рисунок 1.12 – Продольный разрез гранитоидного массива Белый Тигрс перекрывающим осадочным чехлом:1 – поверхность фундамента; 2 – зоны наибольшего гидротермального измененияи повышенной трещиноватости27Рисунок 1.13 – Структурно-тектоническая схема поверхностифундамента месторождения Белый Тигр:1 – основные разломы; 2 – изогипсы поверхности фундамента; 3 – скважины28Рисунок 1.14 – Распространение разновозрастных магматическихинтрузивных комплексов в фундаменте месторождения Белый Тигр:I – поле развития кислых пород с преимущественным развитиемгранитов (Центральный свод);II – поле развития умеренно кислых пород с преимущественнымразвитием лейкогранодиоритов (средняя часть Северного свода);III – поле средних пород с преимущественным развитием кварцевыхамфибол-биотитовых диоритов (восточная часть Северного свода);1 – основные разломы; 2 – границы распределения комплексови типов пород фундамента; 3 – скважиныОсновная залежь месторождения приурочена к отложениям фундаментав пределах Центрального и Северного куполов и представляет собой сложнопостроенный объект, как с точки зрения ее геометризации, так и, в особенности,с точки зрения продуктивного коллектора.29Радиологические определения абсолютного возраста пород позволиливыделить в составе фундамента три разновозрастных магматических комплекса:Хон-Хоай – предпозднетриасовый; Дин-Куан – позднеюрский и Ка-На –позднемеловой.
Возрастные различия проявляются и в различии типов пород:верхнемеловые граниты, юрские биотитовые гранодиориты и более древниетриасовые амфибол биотитовые диориты. Петрографические особенностипредопределяли, в свою очередь степень воздействия геотермальной деятельности.Врезультатесформировавшиесяпродуктивностью.Результатыкомплексыхарактеризуютсявыполняющихсянапромыслеразнойпотоко-и термометрии показали, что границы зон наибольшего разуплотнения фундаментасовпадают с границами высокой продуктивности скважин. Эти границыориентированы таким образом, что в зону наибольшего разуплотнения и высокойпродуктивности попадают, в основном, кислые породы: граниты и гранодиориты.По направлению от поля гранитов и гранодиоритов к полю монцодиоритови диоритов увеличивается кольматация и карбонизация трещин и уменьшается,а иногдаполностьюособенностьюзалежиисчезаетприточность.фундаментаСледовательно,месторожденияБелыйхарактернойТигрявляетсяувеличение продуктивности скважин с уменьшением возраста пород и переход отсильнокислых к умеренно кислым породам.Эта особенность такой сложно построенной залежи находит отражениев петрографической модели резервуара.
Ее изменения совпадают с границамивыделенных блоков фундамента и разными эксплуатационными объектами, чтосвязано с различиями в разработке единой, тем не менее, залежи [67]. Такимобразом, петрографическая модель, аналогично седиментационной моделив осадочных карбонатах, является важным элементом методологии изученияи моделированиясложнопостроенныхобъектов,совершенствования системы разработки таких СПО.необходимогодля30Глава 2. Уточнение геометризации СПО с учетом горно-механическихнапряжений2.1.
Продуктивность скважин в зависимости от горно-механическихнапряженийХарактерное для большинства СПО наличие мощных продуктивных толщи развитие трещинных систем как основных элементов фильтрации обуславливаютнеобходимость учета горно-механических напряжений, формирующихся вдренируемом объеме. Эти напряжения создаются толщей перекрывающих горныхпородимогутсущественноварьировать,влияянагеометризациюэксплуатируемой залежи. Проблема особенно актуальна для месторождений, вразрезе которых присутствуют, породы, значительно отличающиеся по плотности,например, каменные соли. Такие месторождения имеются в разных регионах, в томчисле в подсолевом комплексе Прикаспийской впадины – Астраханское,Тенгизское, Карачаганакское и др. По материалам одного из них авторомпредложен методический подход для количественной оценки влияния горномеханических напряжений на геометрию залежи.Тенгизское месторождение по кровле подсолевых отложений, с которымисвязана массивная нефтяная залежь, представляет собой крупное поднятиеизометрической формы с размерами 26 × 23 км (по замкнутой изогипсе 5400 м)и амплитудой1400 м(Рисунок 2.1).Продуктивнаятолщапредставленакарбонатным массивом, являющимся частью карбонатной платформы, сложеннойпородамидевонско-каменноугольногоэрозионнымиврезами, заполненнымивозрастаиглинистымиокруженнойглубокимиартинскими породами.В пределах массива залегание пород близко к горизонтальному.
Поэтомуповерхность склона на разных глубинах представлена «выходами» пород разноговозраста.31аРисунок 2.1 – Геологический профиль месторождения ТенгизСоотношение наиболее высокой и наиболее низкой отметок полученияпритоков нефти показывает, что высота залежи превышает 1500 м. Все скважины,в разной степени вскрывшие карбонатный массив, характеризуют разрез какотносительно однородный по литологии, без выраженных изменений. Вместес тем, продуктивность скважин существенно различается, что свидетельствуето неоднородности продуктивной толщи по фильтрационно-емкостным свойствам.Для выявления соответствующих закономерностей был выполнен анализразличных корреляционных связей.
Наибольшее внимание было уделенохарактеристике продуктивности, в частности, использовался комплексныйпараметр kh/µ (гипропроводность), оцениваемый в процессе испытания [66].Исходные данные для точного анализа приведены в таблице 2.1 и на рисунках 2.2а, б, в, г).Анализ показал:– отсутствует значимая связь между продуктивностью скважины и толщинойиспытываемого интервала (Рисунок 2.2а);– отсутствует заметная связь между продуктивностью скважины и среднейпористостью вскрытого интервала разреза (Рисунок 2.2б);– отсутствуетзаметнаясвязьмеждупродуктивностьюскважиныи присутствием в интервале опробования высокопоровых коллекторов (III тип)(Рисунок 2.2в);32– выявлена заметная связь между продуктивностью скважины и глубинойинтервала опробования (гипсометрической отметкой середины интервала)(Рисунок 2.2г).Отсутствие связи с толщиной и пористостью указывает на большую рольтрещин в фильтрации.
При этом важна не только собственная проницаемостьтрещин, но и их связующая роль, в результате которой приток в скважинуформируется за счет большей толщины, чем вскрыто перфорацией. По даннымисследования нефтей не отмечается существенных изменений с глубиной вязкостинефти.33Таблица 2.1 – Результаты гидродинамических исследований скважин месторождения ТенгизИнтервал№ опробоскв. вания,м456I6II791117234009,34128,44076,54178,54335,44640,44148,04154,03972,04223,03873,04016,04068,04171,04852,05100,04150,04168,0Среднееhiсодержаниевтиповинтервалеколлекторов,опробовадоли ед.ния, мIII IIIhI,мhII,мhIII,мm,%Дебит,Середина ГидропроВязКпрод,3___м /сут_Кпр, интервала водностькость,м3/сут/Кh/ μDштуц10-9 м2 опробоваМПамПа.с=6 ммния, м мкм2.м/мПа.с0,31 0,44 0,2511936,89 52,36 29,75 5,06271155,0/6,00,3736,04068,911,70,81 0,14 0,0510282,62 14,28 5,1 2,711,662,3/6,00,40,164127,50,0390,48 0,38 0,14303145,4 115,1 42,2 3,95211,4227,0/6,0<0,15,04487,94,54,3537,5248,0/6,0<0,196,041511,6–1,0–660,20 0,64 0,1625150,2 160,6 40,16 4,94485299,0/6,00,3321,04097,516,70,32 0,41 0,2714345,76 58,63 38,61 5,24776300,0/6,00,3663,03944,526,90,05 0,36 0,591035,15 37,08 60,77 8,726,0262,0/6,00,173,94119,51,170,39 0,34 0,2724896,72 84,32 66,96 5,174,05133,1/6,0~0,100,2149760,18181,98 16,02 11,518,9262,0/6,00,2515,041590,74–0,11 0,8934Интервал№ опробоскв.
вания,м293839I39II40414243444148,04446,04801,05004,04260,04400,04000,04024,04444,04832,04625,05000,04284,04569,04473,04848,04386,04690,0Среднееhiсодержаниевтиповинтервалеколлекторов,опробовадоли ед.ния, мIII IIIhI,мhII,мhIII,мm,%Дебит,Середина ГидропроВязКпрод,___м3/сут_Кпр, интервала водностькость,м3/сут/Кh/ μDштуц10-9 м2 опробова.МПамПа с=6 ммния, м мкм2.м/мПа.с0,16 0,50 0,3429847,68 149 101,3 5,8132,5209,0/6,0<0,11,042971,140,37/ 0,54/ 0,0920375,11 109,6 18,27 4,0628,5262,0/6,00,30,494902,50,50,04 0,19 0,771405,6 26,6 107,8 11,51 226,8259,0/6,0<0,18,0433011,00,59 0,412414,16 9,8449,6/4,0<0,16,440120,430,81 0,14 0,05388314,3 54,32 19,4 2,54268,0/6,0<0,11,446393,870,46 0,46 0,08375172,5 172,5 30,0 3,571,3245,6/3,00,260,0054812,50,0150,02 0,66 0,322855,7 188,1 91,2 5,9757,1269,0/6,00,273,04426,53,340,65 0,26 0,09375243,8 97,5 33,75 3,04120,0/6,0~0,20,034660,50,04360,24 0,30 0,4630472,96 91,2 139,8 7,18291,0/6,00,1812,045389,97-2,991,25239,035Рисунок 2.2 – Сопоставление гидропроводности с толщиной (а), средней пористостью (б),толщиной коллекторов третьего типа (в) и глубиной (г) испытываемого интервалаПоэтому следует предположить, что уменьшение продуктивности скважинс глубиной может быть объяснено уменьшением интегральной проницаемостиколлекторов.
Это могло быть следствием уменьшения трещиноватости пород.Однако по данным петрографических исследований керна, ни густота трещин, ниих раскрытость с глубиной не изменяются.36Очевидно, изменения происходят непосредственно в пластовых условияхи связаны с действием горно-механических факторов. Для оценки этого влиянияпоказателен следующий анализ. По каждой скважине рассчитана геостатическаянагрузка, приведенная к середине интервала опробования.Расчет произведен, исходя из:– плотности вскрытых продуктивных отложений (по данным плотностногокаротажа – метод ГГК);– средней плотности перекрывающих продуктивную толщу солей –2080 кг/м3;– средней плотности надсолевых терригенных отложений – 2500 кг/м3.По разности между геостатической нагрузкой и пластовым давлениемопределены напряжения сжатия пород для каждого опробованного интервала.Построена зависимость коэффициента проницаемости, определенного по даннымгидродинамических исследований скважины, от соответствующего напряжениясжатия пород в данном интервале (Рисунок 2.3).
Как видно из представленногографика,междусопоставленнымивеличинамиимеетсякорреляционнаязависимость с достаточно высоким коэффициентом корреляции.lgКпр (103)59414472339811100613444239403829172431410152025303540s, МПаРисунок 2.3 – Корреляционная связь Кпр и напряжения сжатия σ;уравнение регрессии lgКпр = 4,654 - 0,153 σ; коэффициент корреляции R = 0,82637С увеличением глубины исследования напряжения сжатия породы возрастаетв 1,5 раза. Это обусловлено более быстрым увеличением горного давления посравнению с пластовым. В результате интегральная проницаемость коллектораснижается на пять порядков – от сотен миллидарси (10-9 м2) в верхней части разреза(скважины 9, 23, 108) до сотых долей миллидарси (10-9 м2) в наиболее глубокихинтервалах (скважины 16, 22, 24, 41).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
