Диссертация (1172960), страница 6
Текст из файла (страница 6)
Происходит это, главным образом, за счетуменьшения раскрытости трещин.ТенгизскогоместорождениявИсследования, выполненные на кернахпетрофизическойлабораторииВСЕГЕИ(А.В. Ставрогин, 1990 г.) показали, что в то время как проницаемость трещин поддействием высоких напряжений уменьшается на порядки, проницаемость матрицыснижается только на 20–25 %.
Однако именно трещины как основной связующийэлемент определяют интегральную проницаемость породы. Необходимо отметить,что для полного смыкания трещин, включая смятие контактных элементов, требуютсязначительно большие напряжения. Однако и при рассматриваемых напряжениях,особенно учитывая длительное в геологическом понимании время их воздействия,просветность трещин сокращается настолько, что теряется реальная связностьколлектора.Поэтомуполученнаязависимостьможетсвидетельствоватьо фактической замкнутости резервуара снизу при дальнейшем увеличении с глубинойнапряжения сжатия породы и с потерей ею вследствие этого коллекторских свойств.2.2.
Уточнение дренируемого объема через расчет критической поверхностиРезультаты данного исследования использованы для прогнозированиянижней границы залежи в рамках ее геометризации. При этом учтено, чтосоотношение горного и пластового давления на одной и той же глубинезначительно меняется по площади. Это обусловлено большим различием разрезовскважин по плотности вскрытых пород, и прежде всего наличием солей, толщинакоторых варьирует от 100 до 2000 м, а также степенью вскрытия продуктивныхкарбонатов, обладающих относительно большей плотностью по сравнениюс артинскими отложениями, заполняющими окаймляющие поднятие врезы.38Вследствие этого соотношение горного и пластового давлений на одной и той жеглубине различно в разных точках площади.
Для такого расчета может бытьиспользована следующая формула (2.1):Кс =[(H−Hп)ρп+Рг.р.] Кб.р.Рп+(Н−Нп)ρн,(2.1)где Кс – соотношение механического давления на стенке вертикальных трещини пластового давления в данной точке;Н – глубина данной точки, м;Нп – глубина реперной поверхности, для которой рассчитано горное давление,м;ρп – средняя плотность пород ниже реперной поверхности, г/м3;Рг.р. – горное давление на реперной поверхности в данной точке площади,МПа;Кб.р. – коэффициент бокового распора, преобразующий горное давлениев механическое давление на стенке вертикальных трещин;Рп – пластовое давление на отметке приведения, МПа;ρн - средняя плотность нефти в пластовых условиях, г/см3.Расчеты, проведенные с помощью данной формулы, позволили сопоставитьоценку бокового горного давления с результатами опробования скважин(Таблица 2.2).
Как видно из таблицы 2.2, критическое соотношение боковогогорного и пластового давлений находится в районе значений Кс = 0,70. При этомна разных участках площади оно достигается на разных глубинах. Результатмоделирования – карта критической поверхности (Рисунок 2.4) имеет сложнуюформу, отражающую разницу в плотностной характеристике разреза. Этаповерхность в определенной мере может отождествляться с подошвой залежи, таккак ниже нее высокие гидростатические напряжения в породах препятствуютфильтрации флюидов по трещинам.
Наличие ниже критической поверхностипоровых коллекторов из-за отсутствия их сообщаемости по трещинам, такжефактически исключаются из фильтрации. Таким образом, критическая поверхность39становится элементом геометризации залежи и в таком качестве можетиспользоваться при текущих оценках дренируемого объема залежи.Таблица 2.2 – Сопоставление коэффициентов соотношения бокового горногои пластового давлений с результатами опробования скважинПлощадь,номер скважиныТенгизская:101622222424Королевская:12141516Каратон 5Средняя глубинаинтервала опробования, мРезультатопробования540051905100523747194900Приток нефтиНет притокаПриток нефтиНет притока0,690,700,680,700,630,6753505230550041185500Нет притокаПриток нефтиНет притокаПриток нефтиПриток нефти0,720,680,710,590,69КсЭта особенность рассмотренного примера заключается в том, что егомассивная залежь ограничивается снизу не водонефтяным контактом и неизменением литологии продуктивных пород, а изменением горно-механическихусловий; вследствие чего трещинная порода при определенном соотношении горногои пластового давлений перестает быть коллектором.
Такая ситуация не являетсяисключительной. В принципиальном плане механические факторы всегда актуальныдля трещинных коллекторов, это их особенность. Подобное замыкание залежей или,по крайней мере, существенное ухудшение фильтрационных свойств к подошвенаблюдается во многих случаях. При этом именно горно-механические напряженияв массивных залежах могут быть причиной сложных гофрированных поверхностейводонефтяных разделов. Таким образом, данные обстоятельства подтверждают40вероятность сложного строения приконтактной зоны залежей в массивныхтрещинных коллекторах.Рисунок 2.4 – Карта критической поверхности:100 5341 – в числителе – глубина скважины, в знаменателе – расчетные отметки критическойповерхности;– контур нефтеносности (по состоянию горного и пластового давлений;• – скважины пробуренные; ◦ – скважины, находящиеся в бурении;645900 – в числителе – скважины проектные, в знаменателе – глубины проектные41Примером такой ситуации может служить известное нефтяное месторождениеЮжно-ХыльчуюскоевТимано-Печорскойнефтегазоноснойпровинции.Массивная нефтяная залежь на месторождении приурочена к карбонатнымтрещиноватым отложениям ассель-сакмарского возраста.
Толщина продуктивнойтолщи превышает 100 м. Резервуар неоднороден: в верхней части преобладаюттрещинно-каверновые коллекторы, где благодаря развитию трещинно-каверновыхканалов дебиты скважин достигают 2000 м3/сут: нижняя часть представленапорово-трещинными коллекторами с более низкой продуктивностью – до100 м3/сут со смешанными притоками. К началу разработки месторождения из-заналичиянеопределенностивхарактерепритоканижняячастьзалежииндексировалась как зона непредельного насыщения, но при едином, относительногладком водонефтяном контакте на а. о. -2200 м.
(Рисунок 2.5). Эксплуатационноеразбуривание месторождения показало, что развитие трещиноватости здесь имеетлокализованныйхарактер,врезультатенарушаетсялатеральнаягидродинамическая связь коллектора и реальный водонефтяной контакт имеетступенчатый характер (Рисунки 2.6, 2.7).42Рисунок 2.5 – Южно-Хыльчуюское месторождение. Сечение по профилю скважин 30-250-36-26-22843Рисунок 2.6 – Южно-Хыльчуюское месторождение. Распределение пористости по профилю скважин 244-245-246-247-248-249-250-251-252-26344Рисунок 2.7 – Южно-Хыльчуюское месторождение. Распределение пористости по профилю скважин 236-237-238-239-240-241-242-24345Нарисунках2.5–2.7показаносопоставлениепредполагавшейсяи фактической поверхности ВНК, выявленной при разбуривании залежи ЮжноХыльчуюского месторождения в Тимано-Печорской провинции.Залежь, тем не менее, разрабатывается как единый объект.
Применяетсяинтенсивная закачка воды.Кроме того, для определения нижней границы сложно построенного объекта,приуроченного к трещинным коллекторам, могут быть использованы различныеспособы обработки и интерпретации сейсмической информации. Считается, что втакого рода объектах трещинность и связанные с ней зоны разуплотнения являютсяпричинами рассеяния акустических волн, их дифракции. Построив таким образомкубы рассеянной компоненты и кубы дифракции и опираясь на данные бурения иопробования скважин, можно локализовать нижнюю границу объекта, связаннуюс критическим уменьшением трещинности. Такая работы была выполнена длязалежи фундамента месторождения Белый Тигр. В результате принятый ранееусловный подсчетный уровень, установленный по результатам бурения иопробованияскважинзначительнонижезамыкающейизогипсытрансформировался в сложную поверхность чашеобразной формы (Рисунок 2.8)При этом повышенные эффективные толщины центральной части залежипрактически стремились к нулю на ее краях, чего не предполагалось ранее.46Рисунок 2.8 – Поперечное сечение куба рассеянной компоненты сейсмического сигнала залежифундамента месторождения Белый ТигрВыполненные построения позволили впервые обосновать нижнюю границузалежи, а использованные подходы могут быть успешно применены для залежей,гдерезультатыстандартныхисследованийв пространстве нижнюю границу СПО.непозволяютлокализовать47Глава 3.
Использование концептуальной типизации коллекторовпри моделировании СПО3.1. Выделение типов коллекторов для СПО в трещиноватых карбонатахРабота со сложнопостроенными объектами, к которым относятся нефтяные игазовые залежи в карбонатных коллекторах со сложной структурой фильтрующихэлементов, в качестве обязательного условия должна включать типизацию этихколлекторов по определяющим признакам их роли в фильтрации флюидов приразработке месторождения.В отношении наиболее распространенных СПО – залежей в трещиноватыхкарбонатныхколлекторахпредложенымногочисленныеклассификации,основанные на сопоставлении их генетических и емкостно-фильтрационныхсвойств.
Ниже приведены некоторые из наиболее известных предложенныхклассификаций.1. Г.И. Теодорович (1958) группы:А – равномерно проницаемые по порам;Б – неравномерно проницаемые по порам;В – проницаемые по трещинам (трещинные);Г – смешанный коллектор (порово-трещинный);Д – непроницаемые: ≤ 1 мД;2.
К.И. Багринцева (1999) типы:А – каверно-поровые и поровые (органогенно-обломочные);Б – поровые и трещинно-поровые, органогенные, обломочные, хемогенные(вторично измененные диагенетически);В – порово-трещинные и трещинные (хемогенные, биохемогенныеи органогенные).Даны диапазоны вероятных значений Кп, Кпр.3. Н.Н. Марков, Ю.В.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
