трещенно - кавернозные колектора

По оценкам геологов в карбонатных отложениях содержится 60% мирового запаса нефти. В этих породах нефть локализуется не в антиклиналиях, а распределяется по более сложному закону, определяемому коллекторами и каналами миграции флюидов, контролируемыми зонами трещиноватости и/или кавернозности и карстования.
Анализ современных подходов и технологий изучения сложно построенных карбонатных сред позволяет сделать вывод о достаточно богатом арсенале средств, с помощью которых можно решать самые сложные геологические задачи, а практические примеры убеждают в целесообразности их использования. Все это в совокупности направлено на углубленное изучение геологической среды, способствующее созданию более детальной геологической модели месторождения, которая позволит оптимизировать последующую разрабо ...

Введение 3
1. Породы-коллекторы залежей нефти и газа 4
2. Породы-покрышки залежей нефти и газа 8
3. Методы изучения карбонатных сред трещинно-кавернозного типа 11
Заключение 19
Список использованной литературы 20

Карбонатные трещинно-кавернозные коллекторы несомненно являются сложно построенной геологической средой. За последние годы накоплен положительный опыт использования результатов сейсмических исследований для подсчета запасов и обоснования параметров разработки в условиях подобных карбонатных разрезов. Применение специальных методик обработки, различных типов инверсий сейсмических данных, сейсмофациального анализа, расчет и анализ определенных сейсмических атрибутов позволяют более точно картировать поверхности, ассоциированные с кровлей или подошвой коллектора, выделять локальные объекты и прогнозировать фильтрационно-емкостные параметры карбонатных коллекторов трещинно-кавернозного типа.

Карбонатно-глинистые или глинистые толщи в определенных условиях могут быть покрышкой, и в отсутствии АВПД (нарушении герметичности) фильтрация углеводорода возможна по трещинам. Любая покрышка в состоянии сдерживать определенный напор флюидов. Предел прочности покрышки соблюдается до тех пор, пока давление в залежи соответствует экранирующей способности покрышки. Понятие «надежная покрышка» относительна, поскольку она может быть надежной для нефтяной залежи и пропускать газ в газовой залежи. Прорыв углеводорода зависит не только от самой покрышки, но и разности приведенных давлений флюидов самой залежи, так и напоров.Приобретение породами коллекторских свойств – длительный и сложный процесс ряда стадий седиментогенеза, диагенеза, эпигенеза. Основными коллекторскими параметрами являются пористость и проницаемость.Пористость (емкостная категория) представляет суммарный объем свободных или заполненных флюидом пространств, выраженный в процентах от объема породы.Проницаемость – способность пропускать через себя флюиды. Еще можно представить, как сопротивление породы движущемуся через нее флюиду. Величина проницаемости выражается в Дарси и зависит от пористости пород. Универсальной зависимости между пористостью и проницаемостью не установлено. Можно утверждать – любая, проницаемая порода пориста, но не любая пористая порода проницаема. Пористая среда характеризуется рядом свойств: пористостью общей, пористостью открытой (объем взаимосвязанных пор), удельной внутренней поверхностью и извилистостью.В осадочных породах пористость обусловливается наличием промежутков между отдельными зернами породы (межзерновая пористость). Выделяют микропоры (> 1мм) и макропоры (< 1 мм). Среди микропор выделяют ультракапиллярные (субкапиллярные) размер менее 0,1 мк. Величина капиллярных пор колеблется от 0,1 до 0,0002 мм. В субкапиллярных породах передвижение воды под действием капиллярных сил затруднено или отсутствует. Величина пористости изменяется в широких пределах от долей процента до десятков.Трещиноватость пород рассматривается как своеобразная пористость (роль зерен играют блоки нетрещиноватых массивов, роль пор – трещины). Микротрещины с раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм видны невооруженным глазом. Все породы коллекторы делятся на две группы: простые (гранулярные) и сложные (порово-трещинные). Простые характеризуются единой системой фильтрационных каналов. Сложные характеризуются системами фильтрационных каналов вод водоносных горизонтов- с учетом особенностей гидродинамических систем. Превышение поровых вод над покрышкой затрудняет вертикальную миграцию углеводорода. Высокие экранирующие свойства характерны толщам ненарушенных глинистых пород, на умеренных глубинах (крупные запасы углеводорода в меловых отложениях Западной Сибири).На качество покрышек и сохранность залежей оказывает влияние тектонический фактор. Активность тектоники повышает трещиноватость, создаются предпосылки для формирования вторичных скоплений углеводородов в вышележащих горизонтах. При погружении породы уплотняются, особенно те, в которых отсутствует углеводород. На больших глубинах, песчаники при регенерации и вторичной цементации уплотняются, теряя пористость и проницаемость до нулевых значений. Различные породы по составу и глубине залегания по-разному меняют коллекторские свойства (пористость, проницаемость).Методы изучения карбонатных сред трещинно-кавернозного типаТрещинный тип породы-коллектора характеризуется тем, что фильтрующее поровое пространство в нем представлено открытыми (зияющими) трещинами. Трещинный коллектор обладает низкой трещинной пористостью, обычно не более 2,5-3 %. Вместе с трещинными порами в породе могут быть и межзерновые (межгранулярные), однако их суммарный объем как правило также невелик (до 5-7 %), к тому же часть таких пор оказывается изолированной. В большинстве случаев трещинный коллектор вторичный, постдиагенетический.Основные геологические задачи, поставленные перед сейсморазведкой специфическими условиями изучения карбонатных коллекторов можно объединить в три направления: картирование кровли (подошвы) карбонатного коллектора, сейсмолитофациальное районирование и прогноз свойств в межскважинном пространстве. На этапе интерпретации кровли (подошвы) карбонатного коллектора специалист сталкивается с проблемой неоднозначной корреляции. Целевые отражения практически всегда характеризуются низкими амплитудами, интерференционными затуханиями, прерывистостью осей синфазности, что сильно затрудняет их прослеживание. Основные причины связаны с особенностью строения и формирования карбонатных коллекторов. Применение для более надежной корреляции в качестве основы для интерпретации куба акустического импеданса позволило на одной из площадей более уверенно оконтурить органогенные постройки. Еще одна существенная проблема, с которой сталкивается специалист на этапе картирования – это наличие скоростных аномалий. Основным подходом к ее разрешению может быть только комплексный подход к использованию всей геолого-физической информации при формировании скоростной модели. На одном из реальных примеров была протестирована точность структурных построений на основе скоростной модели по данным скважин и на основе скоростной модели с учетом сейсмических данных. Результаты бурения показали, что структурные построения на основе первой скоростной модели содержали ошибку в 50 м, а на основе модели с учетом сейсмических скоростей – 5 м. Рис.2. Сейсмофациальный анализ по формесейсмотрассыВторой важной геологической задачей является сейсмолитофациальное районирование (рис. 2). Сейсмофациальный анализ может проводиться как на начальной стадии интерпретации, так и при детальном изучении отдельного объекта. В первом случае, несмотря на то, что сильная фациальная изменчивость карбонатных отложений является осложняющим фактором при корреляции сейсмических горизонтов, она же может стать ключом к интерпретации. В качестве примера рассматривается выделение в пределах съемки 3D на этапе экспресс-анализа исходных данных предрифовой зоны, зоны барьерного рифа и зарифовой зоны. Результаты сейсмофациального анализа в этом случае можно использовать в качестве последующего контроля качества при более детальной корреляции отражающих горизонтов.В случае изучения локального объекта сейсмофациальный анализ позволяет выявить зональность в пределах органогенной постройки, связанную с различными фильтрационно-емкостными свойствами.Третья геологическая задача – это прогноз свойств. Ключевыми свойствами в случае изучения карбонатных коллекторов с пористостью трещинно-кавернозного типа являются пористость, трещиноватость и проницаемость. Большинство существующих подходов можно классифицировать в две группы: это пересчеты на основе линейных зависимостей как одномерных, так и многомерных и прогноз свойств с помощью технологии нейронных сетей – иногда называемый прямым прогнозом. Подобные решения могут быть реализованы как на этапе динамической интерпретации, так и на этапе построения геологической модели. Для прогноза пористости эффективные результаты приносит применение технологии инверсии сейсмических данных. В качестве примера в презентации рассматривается прогноз пористости и зон доломитизации карбонатного коллектора по результатам синхронной инверсии.Выбор подхода к изучению трещиноватости зависит от размеров трещин. Можно выделить два направления: интерпретация систем разломов, мегатрещин, макротрещин, сопоставимых и больших длины сейсмической волны, и интерпретация микро- и мезотрещин, сопоставимых с длиной сейсмической волны. Для первой задачи предлагается решение с помощью геометрических атрибутов. Для второй – методы анализа азимутальной анизотропии кинематических и динамических характеристик волнового поля. К погоризонтным геометрическим атрибутам традиционно относятся угол наклона, азимуты, азимуты углов наклона, выделение краев, кривизна и их модификации. Подобные геометрические атрибуты уже стали стандартными и обеспечивают устойчивое картирование разломов. В благоприятных условиях удается выделять малоамплитудные нарушения – линеаменты и зоны, возможно связанные с повышенной трещиноватостью. Наиболее эффективно совместное использование различных атрибутов и в этом случае также можно использовать средства классификации.Объемные атрибуты, в отличие от погоризонтных, применяются к еще не интерпретированным данным. Одним из наиболее эффективных объемных атрибутов является когерентность (рис. 3). Рассчитав куб когерентности и используя средства прозрачности, можно до начала интерпретации представить тектоническую модель площади исследований. Результативность когерентности может существенно меняться при оптимальном подборе параметров, поэтому рекомендуется рассчитывать несколько вариантов кубов. В широком временном окне подчеркиваются более крупные и протяженные разломы, в узком – локализуются отдельные зоны.