Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах"

рГ6 ОД На пРавах рукописи

2 2 СЕН ет

УДК 553.981/982.061 Черниикий Андреи Владимирович

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МАССИВНОГО ТИПА В КАРБОНАТНЫХ ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 04.00.17 "Геология, поиск и разведка нефтяных и газовых месторождении"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва 1998 г.

Работа выполнена во Всероссийском нефтегазовом институте имени академика А.П. Крылова ("ВНИИнефть")

Научный консультант - доктор геол.-минер, наук, действительный член АГН А.Я. Фурсов

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Иванова М.М.

доктор геолого-минералог, наук Овчаренко А.В

доктор геолого-минералог, наук Бочкарев A.B.

Ведущее предприятие: Гипровостокнефть

Защита диссертации состоится OtAi в ю чаСов

на заседании Диссертационного совета Д. 104.02.01. ВАК России при ВНИИнефть им.акад. А.П. Крылова по адресу : 125422 г.Москва Дмитровский проезд 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИнефть.

Автореферат разослан " " 1998 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат

геолого-минералогических наук^ л / )М.М. Максимов

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Почти половина мировой добычи нефти приходится на месторождения, на которых залежи приурочены к карбонатным коллекторам. В Российской Федерации, где в нефтедобыче доминируют месторождения Западной Сибири с преимущественно пластовыми залежами и тер-ригенными коллекторами, на долю карбонатных коллекторов приходится около(10% добычи нефти. Это различие обусловлено структурой разведанных запасов нефти: если в мировом балансе карбонатные коллекторы содержат до 50% разведанных запасов, то в России по данным В.К.Гомзикова разведанные балансовые запасы нефти в карбонатах составляют 15% (извлекаемые -13%). Однако открытие и освоение в последние годы ряда новых крупных нефтяных месторождений в Прикаспийской, Тимано-Печерской нефтегазоносных провинциях, в Нижнем Приангарье свидетельствует, что роль карбонатных коллекторов в развитии нефтяной промышленности России будет возрастать. Имеются в виду новые месторождения в Волгоградской, Саратовской, Архангельской областях, в республике Коми, в Юрубчено-Тохомской зоне Красноярского края и др. В этой связи значительно возрастают требования к методологии изучения залежей в карбонатных коллекторах, к качеству и достоверности подсчета запасов нефти в них, к точности геологических моделей. Вместе с тем, объективно сложилась ситуация, когда доминирование в запасах и добыче нефти определило преимущественное развитие методов геологического моделирования применительно к пластовым залежам и терригенным коллекторам. Залежи же в карбонатных коллекторах, в силу специфики литологиче-ских и физико-химических свойств этих пород, характеризуются, как правило, массивным типом, и требуют специальных подходов и мето-

днк, как в отношении их изучения, оценки параметров и запасов, так и, особенно, о методологии геологического ■моделировании.

Представленная работа ориентирована на заполнение этой "ниши" , на разработку методических принципов и средств реализации геологического моделирования массивных нефтяных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах. Актуальность темы обусловлена не только нарастающим числом потенциальных объектов такого моделирования, но и общим быстрым развитием компьютеризации геологического обслуживания разведки и разработки нефтяных месторождений, предполагающей взаимосвязь и комплектование различных методик обработки геологической информации.

Цели и задачи исследования

Целью работы является создание методики трехмерного геолого-математического моделирования массивных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах для описания емкостно-фнльгращюнной неоднородности резервуаров, дифференцированного подсчета запасов нефти и формирования основы для гидродинамических расчетов, проектирования и анализа разработки месторождений.

К числу основных задач исследования относятся:

- анализ и оценка относительной эффективности современных методов изучения и количественного определения параметров и характеристик карбонатных трещиноватых коллекторов;

- обоснование методики дифференцированного подсчета запасов нефти в карбонатных трещиноватых породах на основе раздельных кондиций для матричной и трещинной составляющих коллектора;

- разработка принципов типизации карбонатных трещиноватых коллекторов по качественным различиям в структуре пустотного про-

странства породы, определяющим условия и формы содержания флюидов и их фильтрации;

- разработка принципов геометризации массивных залежей на основе различных схем соотношения внешней формы резервуара н внутренней емкостно-фильтрационной неоднородности продуктивного разреза;

- обоснование вероятностного подхода к параметрическому заполнению моделей залежей в сочетании с корректировкой формируемых цифровых полей по фактическим данным или с учетом дополнительной геологической информации;

- адаптация методики моделирования на конкретных месторождениях с массивными залежами в карбонатных трещиноватых коллекторах при различных общегеологических условиях и различных целях моделирования.

Методы решения

Основными средствами изучения рассматриваемых проблем были гсолого-промыслозый анализ и методы компьютерного моделирования. 1С "ервому относится: постановка, выполнение и интерпретация широкого круга специальных исследований по различным аспектам изучения карбонатных трещиноватых пород. Особая роль при этом отводилась скоординированным исследованиям по качественному описанию и количественной оценке структуры пустотного пространства породы -базисного элемента типизации коллекторов. Значительное место заняли также теоретические и экспериментальные исследования по изучению деформационных свойств карбонатных пород, играющих важную специфическую роль в строении крупных массивных залежей. При составлении модели каждого конкретного месторождения выполнялся

так;;;е оищсгсологнческий аиалш литофацнальных условии формнро-сання продуктивной толщи, лопушки и залоги.

К средствам компьютерного моделирования относится разработка алгоритмов программ, объединение программных продуют в единый комплекс геологического моделирования, выполнение многовариант-пых расчетов н построений с целыо оптимизации общих методических принципов моделирования массивных зале;;;ей.

Научная нопнзиа

Предложен методический подход , позволяющий усовершенствовать технологию геологического моделирования массивных нефтяных залсксй, учитывающий специфику емкостно-фнльтрацноннои неоднородности 1;арбонатных трещиноватых коллекторов. Основными элементами предложенной методики являются: внешняя и внутренняя гсомстрнзацня резервуара, типизация коллекторов и параметрическое заполнение модели с использованием вероятностной технологии.

Разработан программный комплекс, реализующий выработанные методические принципы путем формирования 3-х мерных псевдослонс-тых геолого-математических моделей.

Выполнено моделирование ряда залежей массивного типа в различных геологических условиях.

Различными средствами моделирования проведено масштабное изучение Тенгизского нефтяного месторождения. Разработана принципиально новая концепция строения месторождения , включающая идею "замыкания" залежи по критической поверхности, ниже которой порода перестает быть коллектором в силу геологических условий разреза. Выполнены количественные оценки возможных деформаций продуктивной толщи и проседания поверхности месторождения как техноген-

пых последствий его разработки и с целью их предотвращения предложен ряд технологических приемов, на которые получены патенты РФ.

Практическое значение работы и реализации результатов

исследования

Использование представленной в настоящей работе методики геолого -математического моделирования нефтяных залежей массивного типа а карбонатных трещиноватых коллекторах существенно повышает достоверность и эффективность исследований по изучению месторождений с такими залежами. Созданный на базе этой методики программный комплекс "Массив" многократно применялся при подсчете запасов нефти, подготовки геологических основ различных проектных документов, создания постоянно действующих геологических моделей достаточно большого числа месторождений.

Разработанная первоначально в процессе нзучеши! и освоешм уникального Тенгизского месторождения, данная методика и программный комплекс использовались в дальнейшем при решении различных геологических задач на месторождениях: Астраханском, Па-мятно-Сасовском, Белокаменном, Юрубчено-Тохомском, Харьяпга-ском, Сотчеюмском, Ардалинском, Варандейском, Торавейском и некоторых других. Разные версии программного комплекса установлены на ПК в ряде научных и производственных организаций ( Гипро-востокнефть, Лукойл-Нижневолжскнефть, " Компания Полярное Сияние").

Дальнейшее использование и развитие представленной методики в практике геологических исследований на месторождениях рассматриваемого типа позволит повысить качество и оперативность этих .ра-

Got и, в конечном счете, увеличить эффективность разработки нефтяных залечен.

Аппобаиня работы

Основные результаты работы докладывались на Всесоюзном совещании "Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти d карбонатных н эффузивных породах " ( г.Волглград 1986 г., материалы совещания были изданы отдельной книгой под редакцией автора); на совещании Комиссии по изучению производительных сил и природных ресурсов (КЕПС) Академии наук СССР -"Проблемы комплексного освоения природных ресурсов Прикаспийского региона" ( Гурьев 1987 г.); на ежегодных конференциях стран -членов СЭВ "Совершенствование технологии разработки залежей в трещиноватых коллекторах " (1987 - 1989 гг.); на международном симпозиуме по вопросам разработки нефтяных месторождений в трещиноватых коллекторах ( г.Варна, НРБ 1990 г.); на Всероссийской конферен-цииТеологическое строение, нефтегазоносность и перспектива освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья" ( Красноярск 1996 г.); на XIV Губкинских чтениях (Москва 1996 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 30 работ, в том числе 4 монографии, 20 статей в журналах " Геология нефти и газа", "Нефтяное хозяйство", "Нефтегазовая геология и геофизика", в научно-технических сборниках, а также в виде отдельных глав и разделов в книгах . Получены 6 авторских свидетельств, на 5 из которых оформлены патенты РФ.

Объем работы

Диссертационная работа общим объемом 371 страниц состоит из введения, семи глав и заключения. Она включает 220 страниц машинописного текста, 28 таблиц , 132 рисунков, списка литературы из 105 наименования.

Изложенная выше краткая характеристика работы отражена в ее первом разделе "Введение". В нем отмечается также, что представленная диссертация является итогом 15-летних исследований автора по проблемам изучения, подсчета запасов и геологического моделирования залежей в карбонатных коллекторах. Разработка и совершенствование методической основы этих исследований осуществлялась автором в рамках многочисленных конкретных работ по выполнению подсчетов запасов, составлению различных проектных документов на разведку, опытную эксплуатацию и разработку месторождений с массивными залежами в карбонатных коллекторах. Автор был активным участником многолетни," программ международного научно-технического сотрудничества по проблемам моделирования и разработки залежей в трещиноватых коллекторах стран членов СЭВ и КНР.

Вместе с тем, подготовка настоящей диссертации была бы невозможной без поддержки и постоянного внимания к исследованиям научного консультанта работы доктора геол.-минерал. наук, действительного члена АГН А.Я. Фурсова. При обсуждении и решении ряда проблем на разных этапах автор сотрудничал с д.г.-м.н.К.И.Багринцевой д.г.-м.н. Б.Ю. Вендельштейном, к.г.-м. н. В.К. Гомзиковым, к.г.-м. н. О.П. Иоффе, д.ф.м. н. Ю.Ф. Коваленко, к.г.-м. н. В.М. Котельнико-вым, к.г.-м. н. В.В. Кузнецовым, к.г.-м. н. Ю.И. Марьенко, к.т.н. Б.Ф.

Сазоновым, к.т.н. С.В. Сафроиовым, д.г.-м.н. Э.М. Халнмовым, акад. РАН С.А. Хрнстиановнчем, к.г.-м. н. Фадеевой. Всем им автор выражает искреннюю благодарность.

Второй раздел работы "Особенности изучения карбонатных трещиноватых коллекторов" посвящен анализу современных исследований по оценке количественных параметров и характеристик трещиноватых коллекторов". Карбонатные коллекторы в силу своих физико-химических свойств, подверженности растрескиванию, выщелачиванию, перекристаллизации, формируют сложную микроструктуру пустотного пространства. Ее основными элементами являются:

- первичные межкристаллические или межформенные поры чрезвычайно малого размера и сложной конфигурации, с размерами от сотых до одной десятой долей мкм, обладающие крайне низкой проницаемостью и практически полностью насыщенные реликтовой водой;

- вторичные поры выщелачивания или перекристаллизации, характеризующиеся большими по сравнению с первичными порами размерами - до 2 мкм и сложной извилистой формой;

- микро- и макрокаверны, представляющие собой разновидность пор выщелачивания, но отличающиеся от них большими размерами (свыше 2 мкм) и более простой изометрической формой;

- открытые микротрещины, преимущественно литофикационного генезиса, характеризующиеся малой протяженностью и малой раскры-тостью, бессистемной ориентацией. Раскрытосгь их не превышает 20 мкм, емкость - долей процента, проницаемость единиц миллидарси.

- открытые мезо- и макротрещины, преимущественного тектонического происхождения, средней и большой протяженности, с раскры-тостью в пластовых условиях от 20-40 мкм до 100 мкм, имеющие системную ориентацию и высокую проницаемость.

Эта сложная многокомпонентная структура пустотного про* странства карбонатной породы может бьпъ схематизирована выделением двух основных составляющих: трещинной и матричной.' Первая включает в себя открытые мезо- и макротрещины, а также пересекаемые ими часть микро- и макрокаверн, образующих единые трещин-но-кавернозные каналы переменного сечения. Отличительная особенность этой фильтрационной составляющей - высокая проницаемостная анизотропия, малая зависимость фильтрации от капиллярных сил и, наоборот, высокая зависимость от напряжения сжатия породы, т.е. отношения внешнего, горного и внутрипорового давления. Вторая -матричная часть коллектора, характеризует часть породы, заключенную между трещинно-кавернозными каналами й поэтому называемая также "блоковой" частью. Она включает в себя разные элементы пустотного пространства: поры, микрокаверны и множество микротрещин. В отличие от трещинной составляющей, матрица в фильтрационном отношении более изотропна, в большей мере в ней проявляются действия капиллярных сил, а фильтрационные свойства менее зависят от изменения пластового давления. В отношении методологии изучения матричной части трещиноватого коллектора вполне эффективны традиционные методы, применяемые для гранулярных коллекторов. Количественная же оценка параметров трещинной составляющей представляет большую сложность. Прямые' определения выполняются с помощью литолого-петрографических методов, включая визуальное описание первичного каменного материала, изучение микротрещинова-тости в шлифах, оценку характеристик трещиноватосги на объемных образцах. Широкое распространение получил метод "больших" шлифов, разработанный в лаборатории Смехова Е.Н. (ВНИГРИ), позволяющий количественно определить емкость и проницаемость трещин. Однако в этом случае сложность заключается в переходе от плоскост-

иых сцепок к объелшы:.!. В определенной мере этого недостатка лнше-!ш г.:а:;ро:.:стоды, с частности метод люминесцентной пропитки и ультразвукового проссечлиашш ( Багриицева К.Н. ВНИГНИ). Среди пет-рофшических методов эффективно применяется методика дифференцированного определения первичной и вторичной пористости (Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С. ВНИИнефть) и определение пористости в больших ( неразрушенных) образцах. Основной целью геофизических мгтодоз, к числу которых относятся: метод двух растворов, широкополосная акустика, наклонометрня и индикаторные методы,- выявление в разрезе трещинных коллекторов н косвенная оценка ориентации трещин. Эффективно применение комплексных методов, сочетающих результаты керновых и геофизических определений с данными : идродинамических исследований скважин.

Таким образом, комплекс исследовательских работ , выполняемых на залежах с карбонатными трещиноватыми коллекторами должен включать ряд специальных методов и осуществляться по координируемой программе с тем, чтобы обеспечить получение качественных параметров раздельно по трещинной и матричной составляющей коллектора. Это необходимо для типизации коллекторов и дифференцированной оценки содержащихся в них запасов нефти и газа.

Обоснованию методики дифференцированного подсчета запасов посвящен третий раздел работы "Особенности подсчета запасов нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах". Существенное отличие от коллекторов гранулярного типа проявляется прежде всего в наличии разных пороговых характеристик для матричной и трещинной составляющих коллектора. Набор различных геофизических методов и селективное опробование позволяют отделить в исследуемом разрезе коллектор от неколлектора. Однако сопоставление этого качественного признака с параметрами пласта в трещиноватом коллекторе неоднозначно.

В случае наличия фильтрации в матричной части коллектора, она должна включаться в подсчет со своими характеристиками емкости и насыщенности. В случае "неработающей" матрицы фильтрация флюидов может осуществляться только по трещинам и обеспечивать при этом качественные признаки коллектора.Для разделения выделенных коллекторов на матричные и трещинные необходимо обосновать нижний предел емкостно-фильтрационных характеристик "работающей" матрицы. Для этого предлагается использовать данные стандартных определений пористости и проницаемости на малых образцах керна (штуфики с диаметром 30 мм). Такие образцы практически лишены макротрещин и характеризуют матричную часть породы. При достаточном числе определений производится статистическая обработка путем сопоставления кумулятивных распределений по пористости образцов, отнесенных соответственно к коллектору и неколлектору. Критерием разделения образцов на коллектор и неколлектор служит принятое значение минимальной проницаемости. Поскольку заранее не известно, какое значение проницаемости следует признать граничным, выбирается несколько вариантов возможных минимальных значений в определенном, реальном для данных условий диапазоне. Например, для карбонатных коллекторов таким диапазоном может быть 0.01 - 1 мД. Для каждого принятого в этом диапазоне минимального значения проницаемости методом пересечения кумулят находится соответствующее минимальное значение пористости. Полученные пары граничных значений сравниваются между собой по критерию Котяхова Ф.И. для минимального радиуса пор:

К„п.

К„рП> — - * Итш

8

По заключению многих исследователей ( Кусаков М.М., Меис-ннцкая Л.И., Котяхов Ф.И., Ромм Е.С.) - величина радиуса пор I* = 0.1 мкм может быть признана минимальной, т.к. она сопоставима с пленочным слоем реликтовой воды, которая в этом случае не может быть вытеснена из порового пространства при реальных градиентах давления. Полученные статистическим анализом пары граничных значений пористости и проницаемости подставляются в данную формулу и та из них, которая наилучшим образом соответствует равенству, может быть принята в качестве нижних пределов коллекторских свойств матричной части карбонатного трещиноватого коллектора. Другая часть коллектора является таковым только при наличии открытых трещин. В свою очередь условия раскрытости трещин определяются соотношением горного и пластового давлений. Это соотношение может быть оценено с помощью коэффициента бокового распора, который характеризует горизонтальную составляющую геостатического давления, действующую на стенки вертикальных трещин, и который может быть рассчитан через коэффициент Пуассона. Последний определяется по данным акустического каротажа или по эмпирическим зависимостям от общей пористости.

Используя изложенные условия, может быть обоснована величина пористости, которая при соответствующей упругости породы и конкретном соотношении горного и пластового давлений обеспечивает раскрытость трещин и, следовательно, фильтрацию в пласте. Следует отметить, что при достаточно высоком пластовом давлении ( например, при АВПД) заданные условия могут обеспечиваться для любого, самого низкого значения пористости. Это означает, что в этих условиях нет нижнего предела пористости для трещинной части коллектора и вся вскрываемая толща является эффективной.

Обоснование нижних пределов общей пористости для карбонатного трещиноватого коллектора в целом и отдельно для самостоятельно фильтрующей его матричной части создает возможность раздельного учета эффективных толщин и раздельного обоснования других подсчетных параметров - открытой пористости и нефтенасышенности. На этом основывается дифференциальный подсчет запасов, позволяющий раздельно учитывать запасы единой залежи, но приуроченной к коллекторам с принципиально различными условиями фильтрации.

В четвертом разделе работы "Моделирование нефтяных залежей в карбонатных коллекторах " дифференцированный подход к изучению и описанию залежей положен в основу предложенной методики моделирования. Ее основными элементами являются: типизация коллекторов, внешняя и внутренняя геометризацня залежи и параметрическое заполнение модели на вероятностной основе.

В отношении типизации коллекторов, следует отметить , что она должна производиться индивидуально для каждой моделируемой залежи. Вместе с тем , с позиции принципиальных различий в характере насыщения породы и характере фильтрации в ней подвижных флюидов могут быть выделены гри основных типа карбонатных трещиноватых коллекторов.

Первый тип, определяемый как чисто трещинный коллектор, представляет собой плотную монолитную породу, рассеченную системой макро- и мезотрещин. Эти трещины являются единственным элементом пустотного пространства породы, способным содержать подвижный флюид. Поэтому полезная емкость коллектора очень мала, она составляет, как правило, десятые доли процента. Проницаемость же может быть достаточно большой и зависит от густоты трешнн. Матрица же насыщена только реликтовой связанной водой.

Второй тип карбонатного коллектора представляет собой породу, в которой, помимо трещнн, пустоты, способные содержать подвижные флюиды, присутствуют и в матрице, но в количестве, недостаточном для создания "второй" , матричной проницаемости. Матрица в этом случае является неоднородной, включающей как первичные, так и вторичные поры, каверны и микротрещины, с превалированием первых. При этом вторичные пустоты развиты преимущественно вокруг макро-и мезотрещин в виде ореолов и гроздевидных образований. Соединяясь через пережимы или микротрещины с макро- и мезотрещинами, эти пустоты могут участвовать в массообмене с ними за счет капиллярной пропитки, гидродинамического дренирования и гравитационных сил. По сравнению с первым типом полезная емкость породы резко возрастает, но по-прежнему фильтрация на макроуровне, т.е. в объеме залежи, осуществляется по трещинно-кавернозным каналам.

Третий тип карбонатного коллектора представляет собой породу, обладающую, наряду с трещинами, проницаемой матрицей. Первичные межкристаллические поры хотя и присутствуют в ней, но их доля незначительная и уплотненные участки с первичной пористостью не могут препятствовать непосредственной гидродинамической связи вторичных пустот между собой. Благодаря большей пустотности порода становится более эластичной и, соответственно, менее трещиноватой. Трещины в этом случае могут играть второстепенную роль в фильтрации и, в целом, коллектор в значительной мере ведет себя как поровый.

Такова принципиальная схема типизации карбонатных трещиноватых коллекторов. Рассмотренные типы, имея качественные отличия друг от друга в характере насыщения и условиях фильтрации, в то же время тесно взаимосвязаны. Переход породы из одного типа в другой связан с увеличением вторичной пустотности в карбонатной породе, что отражается в увеличении ее общей пористости, и это может быть

использовано как диагностический признак для выделения типов. В результате разрезы скважин, вскрывших продуктивную толщу могут быть представлены в виде колонок чередующихся типов коллекторов и в таком виде использоваться для моделирования пространственного распространения зон преимущественного развития коллекторов того или иного типа.

Для осуществления такого моделирования вторым важнейшим элементом является геометризация залежи. Она включает в себя внешнюю и внутреннюю геометризацию. Внешняя геометризация залежи осуществляется с помощью использования серии оцифрованных поверхностей, к числу которых относится карта кровли и подошвы продуктивной толщи, карты стратиграфических элементов, участвующих в ее формировании, карта водонефтяного контакта. Обязательным условием является геометрическая замкнутость моделируемого объекта, т.е. обеспечение пересечения используемых поверхностей. Внутренняя гео-метризацня резервуара осуществляется с помощью формирования пакета параллельных , равной толщины (как правило, относительно тонких) слоев, каждый из которых представляет собой зональную карту распространения выделенных типов коллекторов. Направление простирания слоев, определяется заданным репером, в качестве которого может использоваться кровля резервуара или другая поверхность, отражающая истинный наклон напластования, или горизонтальная поверхность, если напластование отсутствует или игнорируется. Необходимо отметить, что формируемые слои не являются результатом детальной корреляции, но в своей совокупности воспроизводят пространственное распространение макрокоррелируемых элементов продуктивной толщи. Так как они проводятся условно, модель может быть названа псевдослоистой. При этом она позволяет определить характеристики поро-

ды с каждой точке резервуара с координатами XI, Zi, где в качестве Тл выступает номер слоя, начиная от кровли резервуара.

Переход от зональных карт распространения типов коллекторов к полнм параметров осуществляется в предложенной методике моделирования на вероятностной основе. Такой подход учитывает нсреалн-стичность интерпретации параметров в мсжскважинной области из-за высокого уровня их изменчивости. Исходя из анализа исходных геоло-го-геофнзичсских материалов для каждого типа коллекторов составляются индивидуальные вероятностные распределения основных емкост-но-фильтрационных параметров: пористости, проницаемости, нефтена-сыщенности. Затем в зоне распространения того или иного типа коллектора в ячейках рабочей сетки моделируются указанные параметры случайным образом, но так, чтобы их распределение соответствовало заданному. В результате для каждого слоя формируются поля - матрицы параметров, которые только в точках пересечения слоя скважинами определены относительно точно, а в мсжскважинной области моделируются вероятностно, но в соответствии с индивидуальными характеристиками выделенных типов коллекторов и зонами их преимущественного распространения. Таким образом формируется 3-х мерная геологическая модель массивной залежи, которая позволяет визуализировать внутреннее строение резервуара с помощью латеральных, горизонтальных и вертикальных срезов и позволяет выполнить оценку запасов для локальных участков или элементов разреза, а также в целом для залежи с дифференциацией их по типам коллекторов. Модель обеспечивает геологическую основу для 3-х мерных гидродинамических расчетов при решении различных технологических задач разработки месторождения.

Раздел пятый " Геологическое моделирование Тенгизского нефтяного месторождения" является основным в работе. В нем на примере

месторождения Тенгиз, характернейшего представителя рассматриваемого типа месторождений, реализуются основные принципы и методические положения, изложенные в предшествующих разделах. Месторождение было открыто в 1979 г. и в силу его высокой перспективности в сочетании со сложным строением, разведка велась по комплексной координированной программе, принятой Министерством нефтяной промышленности СССР. Программа "Тенгиз" сыграла важную роль не только в подготовке этого уникального месторождения к разработке, но и в развитии методики изучения залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах. Автор принимал активное участие п подготовке и выполнении данной программы, в постановке и проведении широкого круга специальных исследований, в совершенствовании методов оценки и дифференциации запасов нефти, в создании методики геологического моделирования залежи. Известные политические события приостановили работы по программе "Тенгиз". Однако, в российской нефтяной промышленности сохраняется высокий интерес к этому месторождению, в связи с возможным участием нефтяных компаний в его разработке, а также поисками аналогичных месторождений в Прикаспийском и других нефтегазоносных регионах.

Тенгизское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины и в тектоническом отношении приурочено к Приморскому своду. В пределах этого свода выявлен ряд месторождений и структур, связанных с высокоамплитудными карбонатными массивами: Тажигали, Пустынное, Каратон, Королевское, Тенгиз, Огайское, Западно-Королевское и др. Открытые и предполагаемые крупные залежи нефти в этом регионе приурочены к девоно-каменноугольному нижнему подсолевому структурному этажу, который отделяется от верхнего (надсолевого - мезокайнозойского) соленосной толщей кунгурского возраста. Мощная галогенная толща является ре-

тональным флюндоупором и определяет наличие аномально высокого пластового давления (АВПД) в подсолевых отложениях.

Тенгизское поднятие по кровле подсолевых отложений представляет собой крупное поднятие изометрической формы с размерами 26x23 км (по замкнутой изогнпсе -5400 м) и амплитудой более 1400 м. Карбонатные породы являются основным компонентом вскрытой части верхнего палеозоя на Тенгизской и соседних Королевской и Каратонской площадях. Это преимущественно органогенные известняки, в отдельных интервалах в разной мере окремнелые или доломнтизированные.

В период изучения месторождения со времени его открытия выдвигались различные гипотезы о природе образования данного поднятия, да и Приморского свода в целом. Одни исследователи считали, что поднятие имеет чисто тектоническое происхождение, другие - седимен-тационное, рифовое, а третьи - тектоно-седиментационное. В начальный период разведки автор придерживался последней гипотезы, но полученные в дальнейшем геологические данные по Тенгизскому и Королевскому поднятиям позволили совместно с Котелышковым В.М. и Фадеевой Г.А. (ВолгоградНИПИнефть) сформулировать следующую концепцию формирования поднятий Приморского свода. Строение под-солевого комплекса обусловлено влиянием трех факторов: тектонического, седиментацнонного и эрозионного. Тектонический элемент проявляется в наличии древних поднятий с амплитудой до 200 м (Тенгиз), фиксируемых по отражающему горизонту Пз, соответствующему кровле терригенного девона. Наличие поднятий способствовало более интенсивному накоплению органогенных толщ за счет роста и разрушения биогерм в ранне- и среднекаменноуголыюе время в пределах приподнятых частей платформы. Действие седиментацнонного фактора обусловило формирование сложного рельефа древней карбонатной платформы к моменту ее воздымания и началу размыва в позднекаменноуголыюе и

раннепермское время. В этот период образовались глубокие эрозионные врезы, разделившие платформу на отдельные карбонатные массивы: Тенгнзскнй, Королевский, Западно-Королевский, Каратон и др. Положение эрозионных врезов было предопределено наличием изначальных тектонических структур и последующей седиментационной дифференциацией, сформировавших, как отмечалось, древний рельеф платформы к началу размыва. Последующее погружение территории привело к образованию структур облекания. Накопление артинских осадков во врезах началось раньше, чем на поверхностях массивов, и особенно, на осложняющих их локальных гребнях и куполах. В результате во врезах накапливались сравнительно мощные толщи отложений, в то время как на поверхности массивов толщина пород артинского возраста составляла первые десятки метров.

Таким образом, карбонатные массивы в пределах Приморского свода представляют собой части единой карбонатной платформы, сложенные породами девонско-каменноугольного возраста и разделенные глубокими эрозионными врезами, заполненными плотными артинскими аргиллитами. В пределах массивов залегание пород близко к горизонтальному. Границы стратиграфических подразделении (серпуховских, окских и т.д.) параллельны и секутся поверхностью склонов эрозионных врезов. В результате верхняя граница залежи Тенгнзского месторождения представляет собой разновозрастную поверхность столообразной формы с обширным плоским сводом, осложненным локальными куполами и крутыми склонами.

Вопрос о нижней границе залежи является до настоящего времени одним из наиболее сложных и дискуссионных. Водонефтянон контакт не вскрыт ни в одной из скважин. Наиболее глубокое опробование выполнено в скважине 10, где с глубины -5400 м получен фонтан безводной нефти. На соседнем Королевском месторождении приток воды по-

лучен в скважине 14 с глубины -5230 м. По современным представлениям водонефтяной контакт на этой площади контролируется глубиной эрозионного вреза, разделяющего Королевское месторождение и площадь Каратон, на которой подсолевая карбонатная толща водоносна. По аналогии предполагается, что водонефтяной контакт Тенгнзской залежи может контролироваться глубиной эрозионного вреза, разделяющего Тенгизское и Королевское поднятия. Наиболее последние из известных нам результатов интерпретации сейсмических исследований показывают, что глубина этого вреза может достигать 5950 м. Однако официальные оценки запасов нефти Тенгнзского месторождения ограничиваются глубиной -5400 м как наиболее глубокой отметкой получения притока нефти. При этом предполагается, что этой отметке соответствует горизонтальная поверхность водонефтяного контакта.

Вместе с тем, проведенные автором исследования и анализ показывают, что высока вероятность того, что "подошва" залежи Тенгнзского месторождения имеет более сложную форму и определяется не столько гравитационным разделением нефти и воды, сколько горномеханическими условиями разделения породы на коллектор и неколлектор. Такой вывод был получен в результате анализа различных корреляционных связен между отдельными и комплексными характеристиками пластов и флюидов. Наибольшее внимание было уделено влиянию различных факторов на продуктивность скважин. В качестве характеристики продуктивности использовался комплексный параметр - кЬ/ц (гидропроводность), оцениваемый в процессе испытания. Сопоставление гидропроводности с различными параметрами, характеризующими интервалы испытания в соответствующих скважинах, показало отсутствие заметной связи между ней и толщиной интервала, средней пористостью пород, долей поровых коллекторов в опробуемом интервале и т.д. Зато выявлена связь между продуктивностью скважины

и глубиной интервала опробования (гипсометрической отметкой середины интервала). Учитывая,что по данным исследования нефтей не отмечается существенного изменения вязкости нефти, следует предположить, что уменьшение продуктивности скважин с глубиной может быть объяснено снижением проницаемости коллекторов. Вместе с тем, по данным керна, отобранного из наиболее глубоких скважин, какого-либо снижения проницаемости с глубиной не прослеживается. Очевидно, такое снижение происходит только непосредственно в пластовых условиях и следовательно зависит от горно-механических факторов. Для оценки этого влияния был выполнен следующий анализ. По каждой испытанной скважине рассчитана геостатическая нагрузка, приведенная к середине интервала опробования. По разности между геостатической нагрузкой и внутрипоровым давлением определены напряжения сжатия. Построена зависимость коэффициента проницаемости, определенного по гидродинамическим исследованиям скважин, от напряжения сжатия. Получена устойчивая связь с высоким коэффициентом корреляции, показывающая, что при увеличении напряжения сжатия в полтора-два раза проницаемость уменьшается на пять порядков.

Горно-геологические особенности Тенгнзского месторождения, связанные с тем, что залежь перекрыта мощной толщей относительно легких солей, а в пласте развито аномально высокое пластовое давление, создали исключительно благоприятные условия для раскрытия трещин. Этим объясняется высокая продуктивность верхних интервалов продуктивной толщи. Но с глубиной горное давление нарастает быстрее, чем пластовое и фильтрационная способность трещин снижается. Учитывая, что в нижней части продуктивной толщи развит исключительно трещинный тип коллектора, полученная зависимость свидетельствует о неизбежной замкнутости резервуара снизу при дальней-

шем увеличении с глубиной напряжения сжатия породы и потерей ею вследствие этого коллекторскнх свойств.

Проведенные расчеты позволили смоделировать поверхность, названную критической, до которой породы сохраняют хотя бы минимальную проницаемость. Поверхность эта имеет сложный характер, что обусловлено большой разницей в плотностнон характеристике разреза, вскрываемого в разных точках площади. Наиболее высокие гипсометрические отметки приурочены к участкам, где наименьшая толщина солей, а продуктивная толща представлена более плотными разностями. Наоборот, по периферии площади, где возрастает толщина солей и толщина артинских отложений, относительно менее плотных, чем известняки продуктивной толщи, критическая поверхность погружается на большую глубину. Этим, в частности, объясняется то, что в сводовой скважине 22 с глубины 5240 м не было получено притока, а в крыльевых скважинах 16 и 10 с глубин соответственно 5250 и 5400 м были получены фонтаны нефти. В то же время, возможность опускания критической поверхности ниже предполагаемой глубины эрозионного вреза (-5960 м), разделяющего Тенгизское и Королевское месторождения, представляется маловероятным. Поэтому не исключено, что залежь не имеет физического водонефтяного контакта, а является полностью замкнутой в результате отсутствия в нижней части продуктивной толщи пород коллекторов. Принимаемый в настоящее время условный во-донефтяной контакт на отметке -5400 м присутствует только по периферии залежи, в частности в северо-восточной и юго-западной частях площади, где критическая поверхность погружается ниже этой отметки.

Таким образом, нижняя граница нефтяной залежи Тенгизского месторождения имеет сложную форму и на большей части площади состоит из критической поверхности, разделяющей коллектора и некол-

летора, а по периферии дополняемой горизонтальной поверхностью условного водонефтяного контакта.

Залежь .массивного типа. Об этом свидетельствует устойчивый градиент нарастання с глубиной замеренных пластовых давлений, согласующийся с плотностью пластовой нефти, а также общее сходство свойств нефти и газа по пробам, отобранным из различных участков залежи. В пользу гидродинамической связанности резервуара говорит п анализ результатов аварийного фонтанирования скважины 37. В нюне 1985 года при бурении скважины 37 после вскрытия в ней продуктивной толщи на глубине 4460 м возникли осложнения, которые, вследствие ошибок при их ликвидации, привели к аварийному фонтанированию скважины. После выброса бурового инструмента скважина фонтанировала через 9-дюймовую колонну, спущенную до кровли продуктивной толщи. Оценки специалистов, основанные на скорости выброса бурового инструмента и, в дальнейшем, на данных о высоте факела, указывают на вероятный дебит скважины в диапазоне 13000-18000 м3 в сутки. Аварийное фонтанирование продолжалось 13 месяцев - до июля 1986 юда. Считается, что за этот период из скважины было извлечено не менее 3,5 млн тонн нефти. Аварийное фонтанирование скважины 37 оказало влияние на распределение пластовых давлений в продуктивной толще. Сопоставление данных о приведенных пластовых давлениях по скважинам, исследовавшимся до и после фонтанирования скважины 37, показывает наличие реакции на аварийный выброс нефти. Хотя расчетные оценки пластовых давлений выявили сравнительно небольшое в среднем его уменьшение в период, непосредственно следующий за более чем годовым фонтанированием скважины 37, тем не менее оно несомненно имелось, по широкому кругу скважин, равномерно расположенных по площади.

Результаты проведенных исследовании стали основой дли формирования трехмерной геологической модели Теигизского месторождения. Внешняя геомегризацня залежи осуществлялась с использованием трех пересекающихся поверхностен: разновозрастной кровли продуктивной толщи, критической поверхности распространения коллекторов и условной поверхности водонефтяного контакта. Эгп пересекающиеся поверхности в оцифрованном виде введены в компьютер. Внутренняя гсометризация моделируемого резервуара включает в камее 1ве основных методических элементов типизацию коллекторов, формирование пакета послойных зональных карт распространения выделенных типов коллекторов и задание направления простирания слоев.

Типизация коллекторов продуктивной толщи Теигизского месторождения осуществлена в соответствии с принципиальной концепцией типизации карбонатных трещиноватых коллекторов, изложенной выше. Выделено три типа коллекторов. Диагностика н определение конкретных характеристик каждого типа выполнены на основе обобщения литолого-петрографнческих и петрофнзнческнх исследований, проводившихся в ряде научных центров: ВолгоградНИПИиефть, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ВНИИ. Их заключения и оценки достаточно хорошо согласуются между собой и позволяют дать обобщенную характеристику карбонатных пород, слагающих продуктивную толщу Теигизского месторождения. При сравнительно одонородиом литологическом составе органогенно-детритовые известняки обладают полифациальным характером. Изменчивость их физико-литологическнх и емкостно-фильтрационных свойств, сложность строения пустотного пространства обусловливают невозможность надежной послойной корреляции между отдельными скважинами. Породы отличаются литогенетическим многообразием. При превалировании органогенно-обломочных, отмечается наличие хемогенных и кристаллических разностей. Органогенные по-

стройки типа водорослевых биогермов и биостромов имеют локальное распространение, мигрируя по площади и разрезу продуктивной толщи. При этом биогермные известняки, как правило, сильно перекристаллп-зованы, имеют плотную структуру с развитой трещиноватостыо. В формировании пласта велика роль эрозионных процессов, выражающаяся в развитии кавернозности, как в зонах, непосредственно примыкающих к предверхнеартинскому размыву, так и во многих участках внутри продуктивной толщи, что возможно является следствием древних внутриформационных размывов.

Наличие литофациальных разностей в сочетании с повсеместным развитием вторичных катагенетических преобразований пород предопределило большую изменчивость их емкостно-фильтрационных свойств. В этом отношении каждый из выделенных трех типов обладает своим набором характеристик. К первому типу отнесены породы, имеющие общую пористость от 0 до 3%. Наиболее четко верхняя граница определяется по перегибу кривой "пористость-водонасыщенность" , отражающему появление нефти в матричной части породы, а также по появлению в матрице вторичных пустот при дифференцированном определении пористости по методу Ю.С.Мельниковой. При снятии кривых капиллярного давления на ультрацентрифуге на образцах пород первого типа, они имеют вид прямой вертикальной линии, что подтверждает наличие неизменной 100%-ной водонасыщенности матрицы при повышении капиллярного давления до 2 МПа. При определении в лабораторных исследованиях проницаемости образцов пород первого типа абсолютное большинство из них характеризуются как непроницаемые. Однако первый тип коллектора, помимо плотной непроницаемой матрицы, имеет сеть трещин, которые могут содержать и фильтровать нефть. Это подтверждается селективными опробованиями интервалов низкопоровых коллекторов в скважинах 6 и 39, . также спецн-

альнымн геофизическими исследованиями. В частности, методом закачки индикатора (радона) установлено, что выделенные в разрезах скважин значительные по толщине интервалы коллекторов первого типа проницаемы наравне с коллекторами второго и третьего типа. Вместе с тем, полезная емкость этого коллектора очень мала и соответствует трещинной пустотности - 0,35%. Нефтенасыщенность трещин была принята равной 0,85%.

Граничными характеристиками коллекторов второго типа принимаются 3 и 7% общей пористости. Нижняя граница определяется появлением нефти в матричной части породы; верхняя - связана с появлением "матричной" проницаемости. За счет появления вторичных пустот полезная емкость породы по сравнению с коллекторами первого типа резко возрастает и составляет, в среднем, около 5%. В то же время матрица остается практически непроницаемой и фильтрация происходит только за счет трещин и трещннно-кавернозных каналов. Таким образом, второй тин коллектора является промежуточным между чисто трещинным и каверновым (поровым) типами.

К третьему типу коллектора отнесены породы, имеющие общую пористость более 7%. Принятое граничное значение определяется, прежде всего, тем, что начиная с пористости 7% фильтрация, наряду с трещинами, идет и по матрице, которая становится проницаемой. Третий тип коллектора, как и первые два, характеризуется наличием трещин различной ориентации. Однако их количество снижается. В условиях проницаемой матрицы трещины уже не играют роль основных фильтрационных каналов. Третий тип коллектора играет важную роль в строении залежи Тенгизского месторождения, прежде всего потому, что благодаря сравнительно высокой емкости, он содержит основные запасы нефти.

Второй задачей внутренней геометризации резервуара при моделировании залежи является формирование пакета послойных зональных карт распространения выделенных типов коллекторов. Применявшийся в скважинах Тенгизского месторождения комплекс ГИС позволял определять открытую пористость пород через каждые 0,5 м разреза. Таким образом, через каждые 0,5 м разреза мог быть определен тип коллектора в соответствии с граничными значениями пористости (менее 3%, 3-7% и более 7%). Исходя из этого, разрезы скважин кодировались в виде колонок, в которых кроме номера скважины и ее координат, приводилась шкала абсолютных отметок вскрытого разреза и типы коллекторов, соответствующие каждой отметке. Прослеживая затем изменение типов коллекторов от скважины к скважине в точках разреза, равноудаленных от заданной поверхности, строятся послойные зональные карты. В результате продуктивная толща моделируется пакетом послойных зональных карт, параллельных, равной толщины, прилегающих одна к другой без каких-либо перерывов. Минимальная толщина условного слоя составляет 0,5 м. Однако, для такого мощного разреза, как продуктивная толща Тенгизского месторождения, число полуметровых слоев, описывающих внутреннее строение залежи, достигает 4000 (от наиболее высокой отметки кровли -3980 м до максимальной глубины залежи -5960 м). Очевидно, что такая детализация не-оправдана, так как "протягивать" от скважины к скважине полуметровые слои было бы более, чем условно. Поэтому осуществляется модуляция разрезов, т.е. объединение точек наблюдения в более толстые слои. При этом объединяемые в один слой точки разреза скважины анализируются в отношении преимущественной представительности того или иного типа коллектора, который и приписывается затем всему слою в целом. В рассматриваемом в работе варианте модели задана модуляция 30, что при шаге точек наблюдения 0,5 м означает, что толщина услов-

него слоя составляет 15 м. В этом случае весь разрез перекрывается 134 слоями.

Направление простирания слоев определяется заданием реперной поверхности (от которой и считаются равноудаленные точки разрезов скважин, объединяемые в один слон). Для Тенгизского месторождения, форма залежи которого контролируется эрозионной поверхностью предверхнеартинского размыва, задание структурной карты кровли продуктивной толщи в качестве реперной было бы неправильным. Это не отражало бы реального напластования, которое прослеживается в корреляции макроэлементов разреза (стратиграфических комплексов). Поэтому в качестве реперной выбрана поверхность кровли тульских отложений, экстраполированная в зонах эрозионных врезов, с учетом положения этой кровли на соседних площадях: Королевской и Южной. В этом случае моделируемые слои не протягиваются своими торцами до возможного водонефтяного контакта, а "упираются" в плотные непроницаемые сланцы артинских отложений, заполняющих эрозионные врезы. Это один из важнейших элементов модели, который влечет за собой целый ряд особенностей разработки залежи.

Выполнение внешней и внутренней геометризации залежи позволило смоделировать пространственное распространение зон развития коллекторов разного типа. При этом выделенные типы коллекторов, помимо заданного диапазона изменения пористости, характеризуются индивидуальным набором емкостно-фильтрационных характеристик, которые могут быть выражены средними значениями или дифференциальным распределением (гистограммой) того или иного параметра. На втором этапе моделирования залежи зоны распространения каждого выделенного типа коллекторов заполняются количественными параметрами, соответствующими данному типу. Для этого параметры моделируются в узлах рабочих сеток случайно, но в соответствии с задан-

ными распределениями. В результате по каждому слою формируются матрицы параметров, которые используются для дифференцированных оценок запасов и в качестве основы гидродинамических расчетов.

В результате реализации изложенной методики была создана трехмерная геолого-матемашческая модель Тенгизского месторождения. Модель позволяет визуализировать внутреннее строение продуктивной толщи, прослеживать от слоя к слою характер неоднородности пород (подобно компьютерной томографии) строить любые профильные сечения разреза, оценивать запасы нефти, их распределение по разрезу, строить карты изменения нлшносги запасов по площади залежи и решать множество локальных задач. Многочисленные распечатки, иллюстрирующие возможности модели, приведены в диссертации. На базе данной модели в институте Гипровостокнефть была создана трехмерная гидродинамическая модель месторождения, дающая возможность воспроизводить различные технологические варианты разработки Тенгнза.

Модель месторождения отражает изложенную выше концепцию его геологического строения. Согласно ей, залежь является полностью или в значительной мере замкнутым резервуаром. Краевые воды, если они имеются по периферии залежи на глубине ниже 5400 м не смогут компенсировать снижение давления в залежи при ее разработке из-за большой толщины резервуара и высокой анизотропии проницаемости пород. Вместе с тем, одна из особенностей месторождения заключается в наличии аномально высокого начального пластового давления с максимальным коэффициентом аномальности в кровле поднятия 1,94. Таким образом, залежь имеет начальное пластовое давление более 80 МПа, в то время как давление насыщения нефти растворенным газом составляет, в среднем, около 26 МПа. Это создает благоприятные условия для длительной эксплуатации залежи "на истощение" , т.е. на упруго-замкнутом режиме с постоянным снижением пластового давле-

пин, но крайней мере, л» уровни гидростатическою. С другой стороны, глубокое - и пределах 40-60 МПа, снижение внутрппорового давления ставнг вопрос о масштабах возникающих при этом явлений деформации породы. С учетом 1,5 км толщины продуктивных отложений на Тенгнзском месторождении даже незначительное уплотнение породы на элементарном уровне могло бы привести к значительным накопленным деформациям, с которыми связано опускание кровли продуктивной толщи, подвижки вышележащих относительно пластичных солен н проседание земной поверхности. Такие явления, прежде всего, создали бы угрозу повреждения колонн добывающих скважин и возникновения аварийных фонтанов. Кроме того, проседание земной поверхности, которая в пределах площади месторождения всего на 3-5 м превышает уровень Каспийского моря, создало бы целый комплекс новых технических и экологических проблем.

Проблема правильной оценки возможных деформаций Тенгиз-скнх пород при большом снижении внутрппорового давления стала предметом специальных исследований, выполнявшихся автором совместно со специалистами Института проблем механики АН СССР иод научным руководством академика С.А.Христиановича.

Проблема проседания земной поверхности в результате разработки месторождений нефти и газа не является новой. В диссертации проанализирован ряд характерных примеров проседания, в том числе па месторождениях Гуз Крик, Лонг-Бич, Уиллингтон (США), Гронинген, Экофиск и др. Результаты проведенных анализов позволили сформулировать основные условия, определяющие возникновение заметного проседания земной поверхности в результате разработки месторождении нефти и газа на истощение: значительная толщина продуктивного пласта, значительное снижение пластового давления, высокая пористость коллектора, большая площадь залежи, небольшая глубина зале-

гания. Очевидно, что для Тенгизского месторождения не все эти условия соблюдаются. Однако уникальные масштабы проявления первых двух условий не позволяют исключить вероятность существенных деформаций. Для их оценки проводились испытания образцов керна на специальном прессе в условиях равнокомпонентного всестороннего сжатия, меняющегося в пределах от 0 до 100 МПа. Полученные результаты использовались для теоретического анализа и моделирования.

Теоретический анализ показывает, что изменение объема элемента породы и ее пористости зависит от текстурных особенностей и соотношения между минеральным скелетом и пустотами. Необходимо различать породу, в которой скелет представляет собой монолитное образование, содержащее поры и трещины, и породу, имеющую как бы зернистую структуру, в которой геостатическое давление передается через контакты между фрагментами скелета, а расположенные между ними поры, частично заполнены вторичными образованиями - переотложенным кальцитом и твердым битумом. В этой связи, для целей данного исследования было целесообразно рассмотреть несколько иную типизацию пород, чем это было сделано при моделировании емкостно-фильтрационной неоднородности продуктивной толщи. Было выделено две группы пород. К первой относятся микротонкозерннстые известняки хемогенные или биоморфнодетритовые с микрозернистым цементом. Характерной особенностью, объединяющей литологические разности, отнесенные к первой группе, является низкая общая пустотность породы - до 5%. Сюда входят все коллектора первого типа и часть коллекторов второго типа с суммарной долей в объеме вскрытой части продуктивной толщи - 40%.

Ко второй группе пород, имеющих зернистую структуру, относятся органогенно-обломочные, онколитовые и оолитовые известняки. Первоначально они сформировались как породы с ярко выраженной клас-

тической упаковкой п высокой межзерновой, межформенной пористостью. В дальнейшем в результате катагенетических процессов преобразованию подверглись пустоты породы, заполнившиеся переотложенным кальцитом и черным битумом, а также происходила перекристаллизация отдельных зерен скелета. Тем не менее, связанная пустот-ность в породе сохранилась, и в целом, порода сохранила свойства зернистой текстуры, так как основными несущими элементами остаются оолнты, онколнты и детрнтовые фрагменты. Вторая группа пород включает в себя все коллектора третьего типа и часть коллекторов второго типа с пористостью более 5%. На долю пород второго типа приходится 60% объема вскрытой части продуктивной толщи.

Для монолитной структуры при отсутствии трещин изменение пористости практически равно общему изменению объема породы. Однако из-за малой величины самой пористости деформация породы, о этом случае, является очень незначительной и проседание кровли не превысит 2 см на 1000 метров разреза. Для монолитной породы с преимущественно трещинной пустотностью относительное изменение пористости составит 18%. Однако изменение общего объема породы в этом случае составляет только 40% от изменения пористости. Соответствующее смещение кровли при этом будет около 60 см на 1000 метров разреза. Для зернистой текстуры изменение общего объема породы может составлять порядка 1/3 от относительного изменения пористости. Но учитывая сравнительно большую величину абсолютной пористости для пород второй группы, величина объемной деформации оценивается на уровне 1 м опускания кровли для 1000 м разреза.

Испытания образцов показали, что жесткость породы увеличивается по мере удаления от кровли продуктивной толщи, При оценках были приняты средние значения. Эти теоретические оценки показали, что при снижении пластового давления во всем объеме залежи на 50

3-4

МПа просадка кровли составит порядка 1-2 м. Затем теоретические оценки были сопоставлены с результатами моделирования. Оно выполнялось автором с участием специалистов Гипровостокнефть и ИПМ АН во Французском нефтяном институте с помощью программы РопсМ. Была составлена приближенная двухмерная модель Тенгизско-го месторождения, Основные ее элементы включают:

- осесимметричный блок, глубиной 7 км и радиусом 50 км;

- надсолевон комплекс, представленный тремя укрупненными комплексами: мергели, алевролиты и песчаники;

- солевая толща переменной мощности ( в пределах контура продуктивной толщи изменяется скачкообразно в 2 раза);

- артинские аргиллиты, перекрывающие продуктивную толщу и имеющие в центральной части площади мощность 100 м с резким возрастанием ее в крыльевых и периферийных частях;

- продуктивная толща, моделируемая усеченным конусом высотой 2 км с плоской кровлей радиусом 10 км, с подошвой радиусом 13 км и наклоном крыльев 30°;

- общее основание блока, представленное 1000-метровой толщей плотных известняков.

При расчетах для элементов разреза, залегающих над продуктивной толщей, были приняты осредненные механические характеристики, а для продуктивной толщи величина модуля упругости задана переменной на основе его зависимости от напряжения сжатия, полученной по данным экспериментальных исследований. Моделирование осуществлялось по нескольким вариантам, различающимся механическими характеристиками отдельных элементов модели, а также рассмотрен вариант с нежестким сцеплением продуктивной толщи с перекрывающим слоем и вариант с неравномерным снижением пластового давления. Во всех вариантах, кроме одного, проседание поверхности рас-

считано для трех уровней снижения пластового давления: 10, 30 и 50 МПа, а в варианте с неравномерным снижением пластового давления -на 50 МПа только в верхней части продуктивной толщи, соответствующей первому объекту разработки и на 20 МПа в нижней неразрабатываемой части.

Результаты моделирования показали, что максимальные величины проседания кровли продуктивной толщи и поверхности месторождения варьируют в диапазоне 270-290 см. Незначительная разница между величиной проседания кровли продуктивной толщи и земной поверхности объясняется тем, что Тенгиз представляет собой чрезвычайно плоскую структуру с огромным почти горизонтальным сводом. Вместе с тем, наиболее реальный вариант - с неравномерным снижением пластового давления, показал величину просадки в диапазоне 170-180 см, что хорошо согласуется с результатами теоретических расчетов.

В целом необходимо отметить, что хотя выполненные расчеты являются приближенными, так как оценки производились при определенной схематизации строения месторождения и процесса разработки, они показали реальность проблемы проседания для Тенгнзского месторождения. Поэтому их можно рассматривать как подготовительный этап к полномасштабным детхзьным исследованиям, основанным на результатах мониторинга, который должен осуществляться с самого начала разработки месторождения.

Рассмотренные выше особенности строения месторождения предопределяют ряд проблем при его полномасштабной разрабоке. Наличие развитой трещиповатостн и аномально высокое пластовое давление обеспечивают высокопродуктивное и устойчивое фонтанирование добывающих скважин. С другой стороны, большая вероятность того, что залежь окажется замкнутой, обусловит при достаточно больших отборах нефти быстрое снижение пластового давления. Это, в свою оче-

редь, может вызвать проявление техногенных деформаций и существенное снижение продуктивности скважин из-за "отключения" части трещин и ухудшения гидродинамической связанности резервуара. Хотя запас упругой энергии в пласте огромный, он может обеспечить нефтеотдачу только на уровне порядка 16%. Еще около 8% может быть получено за счет начальной стадии режима растворенного газа. Однако, в целом, на естественном режиме может быть добыто менее четверти начальных геологических запасов нефти месторождения. Это вызвало проведение ряда исследований возможных методов воздействия на залежь на второй стадии его разработки после снижения начального пластового давления до уровня гидростатического. Эти исследования, выполнявшиеся в институтах Гипровостокнефть и ВНИИ, предусматривали либо заводнение, либо создание искусственной газовой шапки путем закачки в свод поднятия углеводородных газов или азота.

Вместе с тем, анализ особенностей строения Тенгизских коллекторов показывает, что в условиях мощной трещиновато-кавернозно-поровой толщи любые методы вытеснения нефти водой или газом будут слабо контролируемы и недостаточно эффективны. В связи с этим автором предложена несколько иная концепция "доразработкн" Тенгизско-го месторождения после начального снижения пластового давления. Основная идея заключается в частичном восстановлении пластового давления за счет закачки нефтерастворнмого агента, в частности, углекислого газа. Целью закачки СОг является увеличение упругого запаса пластовой системы с тем, чтобы создалась возможность дополнительной эксплуатации иа упругом режиме при вторичном снижении частично восстановленного пластового давления. Создается эффект "вторичного упругого режима", который является наиболее эффек-тивнм для трещиновато-поровой системы, т.к. дренирование нефти из матрицы в этом случае не зависит от неоднородности пласта. Закачка

ССЬ с целью восстановления пластового давления имеет ряд преимуществ перед закачкой воды или углеводородного газа. Обладая значительно большей растворимостью, СОг при одинаковом увеличении пластового давления обеспечивает в 2-2,5 раза большее увеличение объемного коэффициента нефти, чем углеводородные газы. При этом рост давления насыщения пластовой нефти будет значительно меньшим, чем при закачке углеводородных газов. Это создает благоприятные предпосылки для получения дополнительной нефтеотдачи при упругом режиме, не снижая пластовое давление ниже давления насыщения. Расчеты показывают, что реализация "вторичного упругого режима" при восстановлении пластового давления на 10 МПа обеспечивает дополнительную нефтеотдачу в размере 4%. При определенных условиях метод может осуществляться циклически.

Однако его существенным ограничением может быть отсутствие достаточного ресурса СО2. Поэтому дополнением к предложенной технологии является создание необходимого ресурса СО2 непосредственно в пласте путем сжигания присутствующих в породе твердых битумов, части остаточной нефти и температурного разложения карбонатов с выделением СОг. Для этого создаются временные очаги горения вокруг забоя нагнетательных скважин, через которые ведется закачка воздуха или другого кислородосодержащего газа. Кислород полностью сгорает в очаге горения, а образующийся при горении углеводородов и разложении карбонатов СОг с высоким давлением растворяется в нефти, повышая ее упругость и давление. Повышение давления происходит также за счет давления закачки, высокой температуры горения и образования пара из содержащейся в матрице породы остаточной воды.

Предполагаемый технслогический подход в своих основных элементах нашел отражение в серии авторских свидетельств и патентов Российской Федерации.

В разделе шестом "Геологическое моделирование "пилотного" участка Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения" отмечается, что геологическое моделирование каждого месторождения всегда индивидуально и по используемым методам и по форме тесно увязано с конкретными целями выполняемого исследования. В этом отношении характерно сравнение методологии геологического моделирования на рассмотренном выше Тенгизском нефтяном месторождении и аналогичной работы, выполненной для "пилотного" участка Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения в Восточной Сибири.

Юрубчено-Тохомское месторождение расположено на территории Байкитского района Эвенкийского автономного округа Красноярского края, в бассейне нижнего течения р. Подкаменная Тунгуска. Месторождение является уникальным по размерам, оно охватывает территорию, оцениваемую в 16700 км2 и включает ряд площадей. Наиболее изученным к настоящему времени является Юрубчено-Вэдрэшевский участок, в пределах которого пробурено около 60 скважин и определены запасы нефти и газа по категориям О и С2. Здесь выделен также "пилотный" участок, для которого в 1994 г. институтом Гипро-востокнефть была составлена технологическая схема опытно-промышленной разработки. Задачей исследований, выполнявшихся автором, было создание геологической модели этого "пилотного" участка.

Юрубчено-Тохомское месторождение является уникальным не только по размерам, но и по возрасту продуктивных отложений. Это крупнейшее в мире скопление углеводородов в столь древних породах. В целом, в геологическом строении Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) нефтегазонакопления принимают участие образования гетерогенного фундамента протерозойского возраста и осадочный чехол, сложенный карбонатами и террнгенно-карбонатнымн породами рифея, венда, кар-бонатно-галогенными породами нижнего-среднего кембрия, и глинисто-

карбонатными породами верхнего кембрия. Основная нефтегазовая залежь, единая по мнению многих специалистов для всей зоны, приурочена к рифейским отложениям. По образцам пород, отобранным в ряде разведочных скважин из этих отложений,сделаны определения абсолютного возраста пород, выполненные калий-аргоновым методом по глаукониту. По результатам этих определений возраст пород составил 1080 .+50 млн лет. Это соответствует среднему-верхнему рпфею. Единого представления о более дробном расчленении рифея ЮТЗ к настоящему времени не выработано. При проведении своего исследования автор использовал схему, предложенную Конторовичем А.Э. и др. Она предполагает расчленение рифсйских отложений ЮТЗ на двенадцать толщ (свит). Конкретно для рассмотрения только Юрубчено-Вэдрэшевской части месторождения, к которой приурочен "пилотный" участок, возрастной диапазон продуктивных отложений ограничивается тремя свитами: юрубченской, долгоктинской и куюмбинской. При этом первая подразделяется еще на четыре подсвиты (снизу вверх): РЮ4-1, РЮз-1, РЮ2-1 и РЮ1-1.

На первом этапе исследования была разработана структурная модель. Она составлялась в целом для Юрубчено-Вэдрэшевского участка. В тектоническом отношении эта зона представляется наиболее "спокойной" по сравнению с другими частями ЮТЗ. Она расположена к югу от регионального субширотного разлома и в пределах этого участка других тектонических нарушений не выделяется. Рассматриваемые продуктивные рнфейскис отложения, называемые горизонтом Р-1, ограничиваются вверх по разрезу глубоким предвендским размывом. Образованная в результате этого размыва эрозионная поверхность рифея залегает почти моноклинально с локальными структурными осложнениями. Наивысшие гипсометрические отметки этой зоны приурочены к району скважин 40, 69 и составляют -1945 м. На юг поверх-

4(1

ность кровли Р-1 погружается и достигает в пределах рассматриваемого участка глубины на уровне абсолютных отметок порядка -2100 м. Нефтегазовая залежь, приурочена к приподнято»! части участка, достигает здесь высоты 132 м, из которых 82 м приходится на газовую шапку и 50 м на нефтяную часть. Газонефтяной контакт принят на отметке -2022 м, водонефтяной -2072 м. Таковы основные элементы внешней геомет-ризацпи модели.

Для внутренней геометрнзацни модели учитывались следующие моменты. Опробование нефтяной части залежи в скважинах, пробуренных в пределах рассматриваемого участка, показало большой диапазон изменения дебитов. В ряде скважин (13, 39) не было получено притока, в других (52, 32) дебиты не превышали 10 т/сут, но в некоторых скважинах (5,5б, 50, 25, 24, 22, 8) дебиты превышали 100 т/сут и достигали 250 т/сут. Очевидно, что на величину дебита влияли локальные фильтрационные особенности пород, качество вскрытия пластов, но вместе с тел», статистический анализ показал, что имеется разница в средней продуктивности разновозрастных отложений. Наилучшей продуктивностью характеризуется пачка РЮз-1, а наихудшей - РДл-1. Остальные имеют промежуточные характеристики. В связи с этим понятно, что структурная модель, воспроизводящая нространс! венное распространение выделенных пачек, позволяет не только детализировать геологическое строение зоны, но и предсказать эффективность бурения эксплуатационных скважин на том или ином участке. Для этого, однако, необходимо было правильно смоделировать соотношение эрозионной поверхности рифея, являющейся кровлей резервуара, и реального направления напластования пород, т.е. поверхностей кровель выделенных пачек. Предвендский размыл "срезал" ранее существовавшую структуру и для того, чтобы восстановить реперную новерхноаь, определяющую залегание слоев, необходимы специальные палеореконструкции. Такие нс-

следования, выполненные Л.Л.Кон юровнчем (1995 г.), подводили нам пепользовап. в качестве ренерной поверхность древней кроили долгок-тинскон евшы.

Визуализация модели осуществляется с помощью латеральных срезов (слоев, параллельных поверхности размыва) толщиной 10 метров. Па лих срезах, которые последовательно "опускаются" на 10 метров от кровли резервуара, показаны границы распространения выделенных свит и подевнг и нанесены контуры газоносности и нефтеносности на соответствующей глубине. Это дает возможность определить для каждой скважины, и вообще для каждой точки с координатами Хь У1 ее положение на соответствующей глубине по отношению к выделенным стратиграфическим пачкам и зонам нефте- и газонасыщснни.

На втором этапе исследования была разработана фильтрационная модель собственно "пилотного'" участка. Необходимо от.метить, что разработанная модель соответствует степени изученности пласта и включает ряд допущений и предположений, которые требуют дальнейшею изучения и анализа. Объективной причиной этого является то, что продуктивный коллектор месторождения относится к категории крайне сложных и но ряду особенностей уникальных коллекторов. Породы, как отмечалось, представлены аномально древними для нефтеносных коллекторов отложениями. Это преимущественно доломиты реликтово-органогенные, строматолитовые, сгустково-комковатые, хемогенные. Породы неравномерно окре.мнены, характеризуются развитой макро- и микротрещиноватостыо и кавсрнозностыо. Происхождение трещпнова-тости не может быть еще определено однозначно. Какая-то ее часть в подразмывной области возможно имеет эрозионный характер, но по-видимому большинство макротрещип более позднего происхождения. Керны из скважин Юрубченского .месторождения показывают, что визуально наблюдаемые в больших неразрушенных образцах макротре-

шины, как правило, сочетаются со множеством мелких и средних каверн. В результате образуются трещинно- кавернозные каналы, играющие определяющую роль в фильтрации и имеющие сравнительно большую полезную емкость (до 1,5-2,0%), чем собственно трещинная пустотность, которая обычно не превышает десятых долен процента. В свою очередь, матрица не представляет собой традиционно поровую среду. В этой древнейшей породе первичная пористость практически не сохранилась п емкость матрицы определяется только наличием вторичных пустот. Это прежде всего, микро- и макрокаверны, изолированные от основных макротрещнн, но сообщающиеся с ними благодаря множеству микротрещин. Эти пустоты могут содержать подвижные флюиды и участвовать в фильтрации за счет микротрещин.

Соотношение емкостно-фильтрационных свойств трещинной и матричной составляющих коллекторов является основой их типизации. При этом в разрезе Юрубченской свиты, в отличие от Тенгизского месторождения, присутствуют неколлекторы. На Тенгизе, благодаря развитой трещиноватости, аномально высокому пластовому давлению и "разгрузке" горного давления из-за мощной толщи солей, по всему разрезу породы обладают признаками коллектора, и "неколлектор" как самостоятельный тип не выделяется. Для горизонта Р-1 Юрубченского месторождения напряжение сжатия порд гораздо выше и в разрезе присутствуют плотные разности с отсутствием открытых трещин. К неколлектору отнесены породы с пористостью менее 1,5 %. Это граничное значение получено методом сопоставления прямой и обращенной-кумулят распределений образцов с проницаемостью более 0,01*10"' мкм2 и менее этой величины. Дальнейшее разделение пород на типы производится путем сопоставления обшей пористости, определенной по данным керна и по ГИС, считая, что керновые данные характеризуют

матричную составляющую породы, а данные ГИС включают, кроме того, пустотность, приходящуюся на трещинную составляющую.

Если по керну общая пористость меньше пли равна 1,5%, а по ГИС превышает эту величину, коллектор считается коллектором трещинного типа с полезной емкостью равной разнице между общей пористостью по ГИС и по керну. Если но керну общая пористость породы больше 1,5%, но меньше чем по ГИС, коллектор считается коллектором трещннно- матричного типа. Его полезная емкость складывается из пустотностн трещинно-кавернозных каналов, равной разности общей пористости по ГИС и по керну, и матричной пустотности, равной разнице между общей пористостью по керну и 1,5%. Если общая пористость породы по керну больше 1,5% и нет превышения общей пористости по ГИС над общей пористостью по керну, то коллектор считается коллектором матричного типа.

Реализация данной схемы выделения типов коллекторов при моделировании затруднена тем, что отбор керна не полный и исследованные образцы не всегда точно привязаны к глубинам н каротажу. Тем не менее она может быть использована для формирования начальной модели, которая в дальнейшем будет уточнена и детализирована.

Геометризация резервуара осуществлена с помощью послойных зональных карт распространения выделенных типов коллекторов. Слои эти имеют одинаковую толщину (1 метр) и параллельны между собой и заданной реперной поверхностью. В данном случае в качестве реперной выбрана горизонтальная поверхность. Это обусловлено следующими соображениями. Выбор в качестве реперной - поверхности размыва не имеет большого смысла, т.к. в пределах "пилотного" участка наклон этой поверхности не превышает I1 и практически она является горизонтальной. Выбор в качестве реперной поверхности стратиграфических границ (как это сделано в структурной модели) также не был бы оправ-

дан, т.к. вся нефтеносная часть в пределах "пилотного" участка приурочена только к одной свите РЮ>-1. С другой стороны, горизонтальное положение слоев в модели позволяет лучше контролировать соотношение нефтяной зоны с газовой шапкой и подошвенной водой, т.к. и тот и другой контакт приняты горизонтальными.

Разработанная фильтрационная модель позволяет анализировать характер неоднородности продуктивной толщи с помощью вертикальных профилей и горизонтальных срезов через каждый метр разреза, т.е. зональных карт, соответствующих абсолютным отметкам, например - 2019, -2020, -2021 и т.д. На них видно, где в пределах нефтяной зоны распространены те или иные типы коллекторов, каков характер контакта газовой шапки с нефтяной зоной; где он экранирован неколлектором, где, наоборот, имеет место прямой контакт в зоне развития чисто трещинных или трещинно-матричных коллекторов, что создает опасность быстрого газового прорыва. Аналогичные оценки модель позволяет делать и дня водонефпгяного контакта.

Параметрическое заполнение модели выполнено по той же методике, что и для Тенгизского месторождения, после чего могут производиться дифференцированные оценки запасов нефти для любого участка. Построенные карты плотности балансовых запасов показывают определенную зональность в их распределении по площади. Наибольшая плотность запасов отмечается в районе скважин 5,13 и в юго-западпой части участка, прилегающем к скважине 24, а также в восточной части - в районе скважин 22, 25, 28. Напротив, в центральной и особенно п центрально-южной части, в районе скважин 8 и 10 отмечается низкая плотность запасов. Геологические причины этого пока недостаточно понятны. Необходимо отмстить, что в настоящее время дазе в пределах "пилотного" участка расстояние меясду сквазхннамн составляет 3-4 км. По мере более плотного разбуривання использование рассматриваемой

кгтодшси моделирогашы пззгасл' уссрснисе анализировать к обьпе-и.ттъ особешюста сш геологического стросппз.

В раздглг седьмой! "Особенности рсал;алц;;п методики моделирования на средних месторождениях" рассмотрены четыре месторозкде-1:::^: Ардшпшское, Белокаменное, Торавейское и Варавдейское. Три из них расположены в Тымано-Печерской нефтегазоносной провинции, од-кз - па стыке Саратосской п Волгоградской областей. Все являются характерными представителями мгетороэдешш, относящихся к катетера срадинх по запасам нефти. Залети приурочены к карбонатным массивам толщиной от 40 до 100 метров. Сходство горно-геологических условий залежей н литологического состава продуктивных пород позволили применить для моделирования этих залежей сходную схему типизации коллекторов. Во всех случаях выделялся тип "неколлектора", к которому отнесены интервалы пород с пористостью ниже принятого граничного значения. На Белокаменном месторождении нижний предел пористости, принятый при подсчете запасов составил 3%, на Ардалинском - 6%, на Торавейском и Вараадейском - 8%. Затем выделен тип низкопоровых коллекторов с диапазоном изменения пористости от нижнего предела до среднего значения и тип высокопоро-вых коллекторов с пористостью выше средней. Геометризация залежей осуществлялась в соответствии с тектоническими особенностями структур: на Ардалинском месторождении залежь приурочена к структуре облекання, на Торавеиском и Варандейском месторождениях - к антиклинальным складкам, на Белокаменном - к рифовому массиву. Для внешней геомеггризации залежей использовались структурные карты по кровле резервуара и горизонтальные поверхности начальных водонеф-тяных контактов. Внутренняя геометризация осуществлялась с помощью латеральных слоев, параллельных кровле в первых трех случаях и с помощью горизонтальных слоев на Белокаменном месторожде-

нии, где в рифогенных отложениях отсутствует выраженное напластование.

На Ардалинском месторождении разработка залежи ведется в условиях естественного активного водонапорного режима. За прошедший период опытно-промышленной эксплуатации в ряде периферийных скважин отмечается подъем водонефтяного контакта (до 20 м). В то же время в центральной части площади подъема ВНК не отмечается. Это свидетельствует о неравномерном продвижении краевых вод. Разработанная модель залежи позволяет с помощью задания текущей поверхности водонефтяного контакта, на профилях и картах визуально проследить его продвижение и оценить заводненный объем, который составил около 12% от начального порового объема залежи.

На Белокаменном месторождении залежь приурочена к рифовому массиву и ее отличительной особенностью является замкнутость, т.к. продуктивные евлано-ливенские отложения за пределами рифоген-ной постройки представлены непроницаемыми депрессионнымн фациями. Поэтому для геометризации залежи использование латерального репера, как на Ардалинском месторождении, было бы неправильно. Здесь нет краевых вод, которые латерально продвигались бы по слоям, вытесняя нефть. В этом случае взаимодействие залежи с подошвенной вадой осуществляется "вертикально" - поперек и характерная для осадочных пород анизотропия проницаемости в этом случае "работает" против подтягивания воды. В результате замедленного внедрения подошвенной воды в залежь, в ней происходит существенное снижение пластового давления.

В разделе представлены также примеры распечаток матриц послойных полей параметров, которые используются затем для гидродинамических расчетов.

Восьмой раздел работы "Анализ и обобщение опыта построения гсологнеских моделей для месторождений скарбонатными коллекторами" посвящен обобщению результатов проведенных исследований. Рассмотренные месторождения отличаются друг от друга размерами, стратиграфической приуроченностью продуктивных отложений, структурно-тектоническими особенностями, набором проблем и задач, решаются с помощью геологического моделирования. Анализируемые примеры включают моделирование емкностно-фпльтрацнонной неоднородности в мощной продуктивной толще Тенгнзского месторождения, локального "пилотного" участка на Юрубчено-Тохомском месторождении, сравнительно небольших карбонатных массивов на ряде других месторождений, а также моделирование критической поверхности замыкания залежи и возможных деформационных проявлений на Тенги-зе, структурного распределения стратиграфических свит на Юрубчене, движения водонефтяного контакта на Ардалине. Каждая разрабатываемая модель имеет индивидуальные отличия не только в результатах, но и в методике ее составления. Вместе с тем, общие методические принципы сохраняются, так как отражают специфику природной неоднородности карбонатных резервуаров.

Заключение

Специфические свойства крупных карбонатных массивов требуют программно-целевого построения разведки и информационного обеспечения освоения приуроченных к ним залежей, использования при этом специальных методов исследования пород, типизации коллекторов, дифференциальных оценок запасов нефти и газа и трехмерного геологического моделирования. Решение этих задач является целью представленного в настоящей работе обоснования основных методов и принципов геолого-промыслового изучения и моделирования масснв-

ных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах и реализация этих принципов на примерах конкретных месторождений.

Исследовательский комплекс, выполняемый при разведке залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах, должен быть ориентирован на изучение микроструктуры пустотного пространства породы, на количественную оценку составляющих его компонентов, как основы типизации коллектора.

Типизация коллекторов должна отражать наличие качественных различий в структуре пустотного пространства карбонатной трещиноватой породы. В свою очередь, эти различия обусловлены разными условиями содержания и фильтрации флюидов в трещинной и матричной составляющих такого коллектора. Соотношение этих составляющих определяет емкостно-фильтрационные свойства породы и тип коллектора от чисто трещинного с водонасыщенной непроницаемой матрицей до практически порового коллектора с доминирующей матричной проницаемостью. Промежуточным является тип коллектора с двойной пористостью и трещинной проницаемостью. Вместе с тем, эта общая схема типизации конкретизируется для каждого отдельного моделируемого объекта.

Типизация карбонатных трещиноватых коллекторов является основой изучения и моделирования фильтрационной неоднородности резервуара. Поэтому задача трехмерного моделирования карбонатного массива состоит в воспроизведении пространственного распространения выделенных типов коллекторов.

К числу основных элементов разработанной методики относятся: внешняя и внутренняя геометризация резервуара.

Внешняя геометризация залежи осуществляется с помощью использования серии оцифрованных поверхностей. Важнейшим услови-

см является обеспечение геометрической замкнутости моделируемого объема, т.е. обеспечение пересечения используемых поверхностен;

Внутренняя геометрнзация резервуара осуществляется с помощью формирования пакета параллельных, равной толщины (как правило, относительно тонких) слоев, каждый из которых представляет собой зональную карту выделенных типов коллекторов. Направление простирания слоев определяется заданным репером, в качестве которого может использоваться кровля резервуара или другая поверхность, отражающая истинный наклон напластования, или горизонтальная поверхность, если напластование отсутствует или игнорируется.

Переход от зональных карт распространения типов коллекторов к полям параметров осуществляется на вероятностной основе. В результате для каждого слоя формируются поля- матрицы параметров, которые только в точках пересечения слоя скважинами определены относительно точно, а в межскважиннон области моделируются вероятностно, но в соответствии с индивидуальными характеристиками выделенных типов коллекторов и зонами их преимущественного распространения;

Геологическое моделирование как часть геолого-промыслового анализа может иметь разнообразные формы в зависимости от решаемой цели и степени изученности объекта. Вместе с тем, изложенные в представленной работе принципы и примеры использования методов моделирования при изучении разных проблем и на разных месторождениях показывают наличие общих подходов, связанных с типизацией пород , геометрнзацией залежи и вероятностным заданием параметров, которые характерны в целом для рассматриваемой категории нефтяных месторождений.

Основные защищаемые положения.

1.Программно-целевое построение разведки и информационное обеспечение освоения месторождения, учитывающего специфические

свойства крупных карбонатных массивов, а также особенности методологии изучения, оценки запасов и моделирования приуроченных к ним

залежей.

2.Крнтерии типизации коллекторов и принципиальная схема выделения типов, основанная на различиях в структуре пустотного пространства породы и ее емкостно-фильтрационньгх свойств.

3.Метод и результаты дифференциации запасов в залежи на основе раздельных кондиций и параметров.

4.Метод и технология построения 3-х мерных псевдослоистых де-терминированно - вероятностных геологических моделей, основанных на представлении продуктивной толщи в виде пачки тонких параллельных слоев, каждый из которых является зональной картой распространения выделенных типов коллекторов на соответствующей глубине.

¿.Технология внешней и внутренней геометризации объектов в карбонатных коллекторах, заключается в использовании набора оцифрованных пересекающихся поверхностей для описания формы залежи и реперной поверхности для задания направления простирания слоев внутри массива.

6.Комплекс геологических решений по месторождению Тенгиз, обоснование, на основе использования различных форм моделирования, границ массива, структуры залежи, распределения потенциала продуктивности и возможных деформационных проявлений в процессе разработки.

7.Детальные структурные модели других месторождений, использованные при проектировании их разработки.

Основные результаты исследований, опубликованы в следующих работах.

1. К вопросу определения рациональных объемов разведочных работ при допустимой точности подсчета запасов нефти . Экономика неф-

тедобыншощен промышленности Г\С, 1971 г. стр 3-У. Совместно с Америкой Л.Д.

2. Способ кумулятивных кривых распределения эффетчшпой исфтсна-сыщеинон мощности по интервалам проницаемости. Нсфтсгазоцак геология и геофизика N 10, 1974 г. стр. 30-33 .Совместно с Быковым Н.Е.,Галустовой Д.С.

3. К вопросу о рациональном соотношении запасоо на заканчиваемых разведкой нефтяных месторождениях. Проблемы нефти и газа Тюмени N25,1975 г. стр. 3-6. Совместно с Тихомировым Ю.П.

4. Методические положения повариантного проектирования разведки многопластовых месторождений. Геология нефти и газа N1 , 1976 г. стр. 20-26. Совместно с Быковым Н.Е., Америкой Л.Д.

5. Рациональная разведка нефтяных месторождений. Изд. ВНИИО-ЭНГ, Москва, 1976 г. Совместно с Фурсовым А.Я.

6. Оценка точности определения параметров залежей нефти. В кн. Геометризация месторождений полезных ископаемых . Москва, Недра, 1977 г. стр. 175-180. Совместно с Егоровым Р. А., Кемнпцем 10. В., Сивохннон Н. Б., Фурсовым А. Я.

7. Оценка изменчивости свойств нефтяных залежей. В книге " Геомет-ронзацня месторождений полезных ископаемых" Москва, Недра 1977 г. Совместно с Фурсовым А.Я., Талдыкнным К.С., Егоровым P.A.

8. Повариаптное проектирование разведки многопластовых месторождений . Москва, Недра, 1778 г. 184 стр. Совместно с Быковым Н.Е., Америкой Л.Д.

9. Информационно - поисковая система для изучения продуктивных пластов месторождения Узень. Нефтегазовая геология и геофизика N1,1978 г, стр. 41-44.Совместно с Веденяпиным E.H., Черевычником IO.K.

Ю.Методы изучения запасов нефти на разрабатываемых месторождениях. Нефтепромысловое дело N1, 1980 г. стр. 2-4. Совместно с Саф-роновым С.В.

П.Методнка дифференцированного подсчета запасов нефти по пластам - коллекторам с разной проницаемостью. CHT ВНИИ, Вып. 74, 1980 г. стр. 97-104. Совместно с Сафроновым С.В., Чупровой Т.А., Шаевским О.В.

12.Геологические исследования в начальный период разработки нефтяных месторождений. В кн. Справочник по нефтепромысловой геологии Москва, Недра, 1981 г. стр. 420-437

13.Типы коллекторов продуктивных отложений нефтяного месторождения Тенгиз. Геология нефти и газа N7,1985 г. стр. 35-41. Совместно с Халимовым Э.М., Ковалевым А.Г., Кузнецовым В.В.

14.0собенности строения и формирования пустотного пространства карбонатных коллекторов месторождения Тенгиз. Геология нефти и

газа N12, 1985 г. стр. 25-3Q. Совместно с Марьенко Ю.И., Халимо-вым Э.М.

15.Дифференцированный подсчет запасов нефти месторождения Тенгиз на основе типизации коллектора. В кн. Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах. Москва. ВНИИОЭНГ, 1987 г. стр. 29-34. Совместно с Заго-руйко A.A., Котельниковым В.М., Халимовым Э.М.

16.Методика дифференцированного подсчета запасов месторождения Тенгиз . Геология нефти и газа N2, 1987 г. стр. 17-20. Совместно с Загоруико A.A., Котельниковым В.М., Халимовым Э.М.

17.Изучение структуры запасов нефтяных залежей, разрабатываемых при заводнении. Москва, изд. ВНИИОЭНГ, 1987 г. 40 стр. Совместно с Халимовым Э.М., Ромашовой И.И.

18.К вопросу о корреляции продуктивных отложений месторождения Тенгиз . В кн. Совершенствование методов изучения и подсчета запа-совнефти в карбонатных и эффузивных породах. Москва. ВНИИОЭНГ, 1987 г. стр. 102-107. Совместно с Галустовой Д.С., Макси-мым С. С.

19.Сравнигельный анализ особенностей геологического строения месторождений нефти и газа подсолевого комплекса Прикаспийской впадины. С.Н.Т. ВНИИ Вып. 98, 1987 г. стр. 62-70. Совместно с Максимовым С.С., Жильцовым И.Н.

20.Проблемы комплексного освоения нефтяного месторождения Тенгиз Прикаспийский регион. Проблемы социально-экономического развития. КЭПС АН СССР , Москва, 1988г. стр.88-98. Совместно с Сур-гучевым М.Л., Халимовым Э.М.

21.Разработка нефтяных месторождений в экстремальных условиях и охрана окружающей среды "Техноэнергетика" N9,1989 г. стр. 21-25. Совместно с Христиановнчем С.А., Сургучевым M.JL, Филановским В.Ю.. Желтовым Ю.В.

22.Геолого-технологические критерии и выбор первоочередных участков опытно-промышленных работ по газовому воздействию на месторождении Тенгиз. С.Н.Т. ВНИИ Вып. 114, 1991 г. стр. 16-24. Совместно с Желтовым Ю.В., Толстовым JI.A., Малофееввым Г.Е.

23.Особенности определения остаточной воды в пустотном пространстве пород продуктивной толщи месторождения Тенгиз. С.Н.Т ВНИИ Вып. 114,1991 г. стр. 37-40. Совместно с Кузнецовым В.В.

24.Экологические проблемы разработки месторождения Тенгиз. С.Н.Т. ВНИИ Вып. 114,1991 г. стр. 65-75. Совместно с Сургучевым МЛ.

25.Анализ условий проседания земной поверхности в связи с разработкой месторождения Тенгиз. С.Н.Т. ВНИИ Вып. 114, 1991 г. стр. 76-84. Совместно с Мустафиновым А.Р.

26.Разработка месторождений с карбонатными коллекторами: Текущее состояние, проблемы, перспективы. Нефтяное хозяйство N3 1993 г. стр. 18-21. Совместно с Давыдовым A.B.

27.Геолошческое моделирование залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере Филнпповского месторождения Ульяновской области. XIV Губкинскне чтения, Москва 1996 г. Совместно с Карповой С.А.

28,Обоснование нижних пределов пористости и проницаемости карбонатных коллекторов ( на примере пласта Фо Восточно- Сотчемью -Талыйюского нефтяного месторождения Республика Коми). Геология нефти н газа N 12 1996 г. стр. 14-19. Совместно с Кузнецовым В.В., Вайнерманом Б.П.

29.Предварнтелы1ая типизация коллекторов для создания фильтрационной модели продуктивной толщи "пилотного" участка Юрубчено-Тахомского месторождения. В кн. Материалы Всероссийской конференции " Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья" Красноярск 1996 г. Совместное Карповой С.А.

ЗО.Особенности подсчета запасов в карбонатных трещиноватых коллекторах. Геология, геофизика и разработка N11,1997г. стр. 2-5

31.Методические особенности геолого-математического моделирования залежей в карбонатных коллекторах. Геологоя нефти и газа N3 1998 г. стр. 39 -44

32.Моделироваш1с нефтяных залежей в карбонатных коллекторах. Горный вестник N 4 1998 г. Совместно с Фурсовым А.Я.

33.Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах. Патент РФ N 1816034. Совместно с Боксерманом A.A., Степановой Г.С. н др.

34. Способ разработки рифовых залежей нефти с трещннно- порово- кавернозными коллекторами. Патент РФ N1471635. Совместно с Саф-роновым C.B., Сургучевым МЛ., Баишевым Б.Т.

35.Способ разработки массивных залежей нефти в трещиновато- пористо- кавернозных породах. Патент РФ N1232593. Совместно с Сафроновым C.B., Лещенко В.Е. и др.

36.Способ разработки массивных залежей нефти с закачкой СОь Патент РФ N1343914. Совместно с Лещенко В.Е., Халимовым Э.М.

37.Способ разработки массивных залежей нефти с газовой шапкой. Патент РФ N1547411. Совместно с Желтовым Ю.В., Закиро-вымС.Н., Колбасовым A.M.

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Черницкий, Андрей Владимирович, Москва

Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ) им. акад. А.П. Крылова

на правах рукописи

УДК 553.981/982.061 Черницкий Андрей Владимирович

Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах

04.00.17- геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертация

на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва 1998 г.

Содержание

Стр.

1. Введение..........................................................................................................3

2. Особенности изучения карбонатных трещиноватых коллекторов.............17

2.1 Характеристика пустотного пространства карбонатных пород..................17

2.2 Методология изучения карбонатных трещиноватых коллекторов.............20

2.3 Методические рекомендации и определения параметров трещиноватых коллекторов..................................................................................................28

3. Особенности подсчета запасов нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах.................................................................................................48

4. Моделирование нефтяных залежей в карбонатных коллекторах..............64

5. Геологическое моделирование Тенгизского нефтяного месторождения.....76

5.1 Современные представления о геологическом строении местородения.......78

5.2 Обоснование нижней границы залежи........................................................100

5.3 Физико-химические свойства нефти и газа................................................123

5.4 Типы продуктивных коллекторов..............................................................126

5.5 Методы исследования основных параметров и характеристик пород....141

5.6 Дифференцированный подсчет запасов.....................................................163

5.7 Геологическое моделирование залежи......................................................167

5.8 Подготовка исходных данных...................................................................172

5.9 Настройка модели.......................................................................................176

5.10 Результаты моделирования.......................................................................182

5.11 Моделирование деформации продуктивной толщи в процессе разработки..................................................................................................206

5.12 Некоторые геологические аспекты рациональной технологии разработки Тенгизского месторождения..................................................234

6. Геологическое моделирование " пилотного" участка Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения................................................239

6.1 Структурная модель...................................................................................241

6.2 Фильтрационная модель.............................................................................271

7. Особенности реализации методики моделирования на средних месторождениях..........................................................................................299

7.1 Геологическая модель Ардалинского месторождения...............................299

7.2 Геологическая модель Белокаменного месторождения..........................311

7.3 Геологические модели нижнепермских залежей Торавейского и Варандейского месторождений...................................................................323

8. Анализ и обобщение опыта построения геологических моделей

для месторождений с карбонатными трещиноватыми коллекторами......343

9. Заключение.................................................................................................358

Список литературы.....................................................................................362

1. ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Почти половина мировой добычи нефти приходится на месторождения, на которых залежи приурочены к карбонатным коллекторам. В Российской Федерации, где в нефтедобыче доминируют месторождения Западной Сибири с преимущественно пластовыми залежами и терригенными коллекторами, на долю карбонатных коллекторов приходится около 10% добычи нефти. Это различие обусловлено структурой разведанных запасов нефти: если в мировом балансе карбонатные коллекторы содержат до 50% разведанных запасов, то в России по данным В.К.Гомзикова разведанные балансовые запасы в карбонатах составляют 15% (извлекаемые - 13%). Однако открытие и освоение в последние годы ряда новых крупных нефтяных месторождений в Прикаспийской, Тимано-Печерской нефтегазоносных провинциях, в нижнем Приангарье свидетельствуют, что роль карбонатных коллекторов в развитии нефтяной промышленности России будет возрастать. Имеются в виду новые месторождения в Волгоградской, Саратовской, Архангельской областях, республике Коми, в Юрубчено-Тохомской зоне Красноярского края и др. В этой связи значительно возрастают требования к методологии изучения залежей в карбонатных коллекторах, к качеству и достоверности подсчета запасов нефти в них, к точности геологических моделей, Вместе с тем, объективно сложилась ситуация, когда доминирование в запасах и добыче нефти определило преимущественное развитие методов моделирования применительно к пластовым залежам и терригенным коллекторам. Залежи же в карбонатных коллекторах, в силу

специфики литологических и физических свойств этих пород, характеризующиеся, как правило, массивным типом, требуют специальных подходов и методик, как в отношении их изучения, оценки параметров и запасов, так и, особенно, в методологии геологического моделирования. Представленная работа ориентирована на заполнение этой "ниши", на разработку методических принципов и средств реализации геологического моделирования массивных нефтяных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах. Актуальность темы обусловлена не только нарастающим числом потенциальных объектов такого моделирования, но и общим быстрым развитием компьютеризации геологического обслуживания разведки и разработки нефтяных месторождений, предполагающей взаимосвязь и комплектование различных методик обработки геологической информации.

Цель работы. Создание методики трехмерного геолого-математического моделирования массивных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах для описания емкостно-фильтрационной неоднородности резервуаров, дифференцированного подсчета запасов нефти и формирования параметрической основы для гидродинамических расчетов, проектирования и анализа разработки месторождений.

Основные задачи.

-Анализ и оценка сравнительной эффективности современных методов изучения и определения параметров и характеристик карбонатных трещиноватых коллекторов;

- Обоснование методики дифференцированного подсчета запасов нефти в карбонатных трещиноватых породах на основе

раздельных кондиций для трещинной и матричной составляющих коллектора;

-Разработка принципов геометризации массивных залежей при их компьютерном моделировании на основе различных схем соотношения внешней формы и внутренней неоднородности резервуара;

-Разработка принципов типизации карбонатных трещиноватых коллекторов по качественным различиям в структуре пустотного пространства породы, определяющим условия и формы содержания и фильтрации флюидов;

-Обоснование вероятностного подхода к параметрическому заполнению моделей в сочетании с корректировкой формируемых цифровых полей по фактическим данным или с учетом дополнительной внескважинной информации;

-Адаптация методики моделирования на конкретных месторождениях с массивными залежами в карбонатных трещиноватых коллекторах.

Методы решения. Основными средствами изучения рассматриваемых проблем были геолого-промысловый анализ и методы компьютерного моделирования.

- К средствам геолого-промыслового анализа относятся: постановка, выполнение и интерпретация результатов широкого круга исследований по различным аспектам изучения карбонатных трещиноватых пород. Особая роль при этом отводилась программе специальных исследований по качественному описанию и количественной оценке структуры пустотного пространства породы - базисного элемента емкостно-фильтрационной неоднородности коллектора;

-Значительное место занимали также теоретические и экспериментальные исследования по изучению деформационных свойств карбонатных пород, играющих важную специфическую роль в строении крупных массивных залежей;

-Важное значение при составлении модели каждого конкретного месторождения имел общегеологический анализ условий формирования продуктивной толщи, ловушки и залежи;

-Геолого-промысловый анализ дополняется созданием алгоритмов программ, объединением программных продуктов в единый комплекс геологического моделирования, выполнением многовариантных расчетов и построений с целью оптимизации общих методических принципов моделирования массивных залежей.

Научная новизна. Предложен методический подход, позволяющий усовершенствовать технологию геологического моделирования массивных нефтяных залежей, учитывающий специфику емкостно-фильтрационной неоднородности карбонатных трещиноватых коллекторов. Главный методический принцип - двойное решение послойного и поуровневого моделирования. Основными элементами предложенной методики являются: внешняя и внутренняя геометризация резервуара, позволяющая расчленить объект на природно геологические элементы; типизация коллекторов, как средство описания внутренней структуры объекта; и параметрическое заполнение модели с использованием вероятностной технологии.

Разработан программный комплекс, реализующий выработанные методические принципы путем формирования 3-х мерных псевдослоистых геолого-математических моделей.

Выполнено моделирование ряда залежей массивного типа в различных геологических условиях.

Различными средствами моделирования проведено масштабное изучение Тенгизского нефтяного месторождения, разработана принципиально новая концепция строения месторождения, выполнены оценки вероятных техногенных последствий его разработки и с целью их предотвращения предложен ряд технологических приемов разработки, на которые получены патенты РФ.

Основные защищаемые положения.

1.Программно-целевое построение разведки и информационное обеспечение освоения месторождения, учитывающего специфические свойства крупных карбонатных массивов, а также особенности методологии изучения, оценки запасов и моделирования приуроченных к ним залежей.

2.Критерии типизации коллекторов и принципиальная схема выделения типов, основанная на различиях в структуре пустотного пространства породы и ее емкостно-фильтрационных свойств.

З.Метод и результаты дифференциации запасов в залежи на основе раздельных кондиций и параметров.

4.Метод и технология построения 3-х мерных псевдослоистых детерминированно - вероятностных геологических моделей, основанных на представлении продуктивной толщи в виде пачки тонких параллельных слоев, каждый из которых является зональной картой распространения выделенных типов коллекторов на соответствующей глубине.

5.Технология внешней и внутренней геометризации объектов в карбонатных коллекторах, заключается в

использовании набора оцифрованных пересекающихся поверхностей для описания формы залежи и реперной поверхности для задания направления простирания слоев внутри массива.

6.Комплекс геологических решений по месторождению Тенгиз, обоснование, на основе использования различных форм моделирования, границ массива, структуры залежи, распределения потенциала продуктивности и возможных деформационных проявлений в процессе разработки.

7.Детальные структурные модели других месторождений, использованные при проектировании их разработки.

Практическая ценность.

Использование представленной в настоящей работе методики геолого-математического моделирования нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах существенно повышает достоверность и эффективность исследований по изучению месторождений с такими залежами. Созданный на базе этой методики программный комплекс "Массив" многократно применялся для подсчета запасов нефти, подготовки геологических основ различных проектных документов, создания постоянно действующих геологических моделей достаточно большого числа месторождений.

Разработанная первоначально в процессе изучения и освоения уникального Тенгизского месторождения, данная методика и программный комплекс использовались в дальнейшем при решении различных геологических задач на месторождениях: Котовском, Астраханском, Памятно-Сасовском, Белокаменном, Юрубчено-Тохомском,

Харьягинском, Сотченьюмском, Ардалинском, Варандейском, Торавейском и некоторых других.

Дальнейшее использование и развитие представленной методики в практику геологических исследований на месторождениях рассматриваемого типа позволит повысить качество и оперативность этих работ и, в конечном счете, увеличить эффективность разработки нефтяных залежей.

Апробация. Основные результаты работы докладывались на Всесоюзном совещании "Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах" (г.Волгоград 1986 г., материалы совещания были изданы отдельной книгой под редакцией автора); на совещании Комиссии по изучению производительных сил и природных ресурсов (КЕПС) Академии наук СССР -"Проблемы комплексного освоения природных ресурсов Прикаспийского региона" ( Гурьев 1987 г.), на ежегодных конференциях стран членов СЭВ "Совершенствование технологии разработки залежей в трещиноватых коллекторах" (1987-1989 гг.), на международном симпозиуме по вопросам разработки нефтяных месторождений в трещиноватых коллекторах (Варна, НРБ 1990 г.); на Всероссийской конференции "Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья" (Красноярск 1996 г.); на XIV Губкинских чтениях (Москва 1996 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликованы 30 работ, в том числе 4 монографии, 20 статей [15,16, 24,31,76,87,90,92 и др.], 6 авторских свидетельств (к настоящему времени на 5 из них оформлены патенты РФ).

Объем работы. Диссертационная работа общим объемом 371 страниц состоит из введения, семи глав и заключения. Она включает 220 страниц машинописного текста, 28 таблиц, 132 рисунков, список литературы из 105 наименований.

Краткое содержание диссертации.

В первой главе рассмотрены особенности методологии изучения карбонатных коллекторов. Отмечается, что специфика карбонатных коллекторов, обусловленная их механическими и химическими свойствами, заключается в наличии развитой в той или иной мере трещиноватости и кавернозности. Именно присутствие этих элементов в структуре пустотного пространства породы определяют отличие карбонатного коллектора от терригенного. Поэтому основное внимание в анализе уделено методам и методикам по качественной и количественной оценке вторичной пустотности в карбонатных породах. Приоритет в этом отношении принадлежит прямым оценкам: петрографические анализы - метод больших шлифов (Смехов E.H., Гмид Л.П., Булач М.Х. и др.), макрометоды -изучение трещиноватости на объемных образцах (Багринцева К.И.), петрофизические методы - дифференцированное определение первичных и вторичных пустот (Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С.). Среди косвенных методов рассмотрены различные способы геофизических исследований: сопротивления, акустические и индикаторные. Анализируются также возможности различных комплексных оценок, использующие структурные факторы и результаты геофизических и гидродинамических исследований скважин.

Вторая глава посвящена особенностям подсчета запасов нефти в массивных залежах с карбонатными трещиноватыми

коллекторами. В отличие от терригенных разрезов,где литологическая расчлененность и качественные признаки фильтрации достаточно надежно позволяют выделять эффективные толщины, в карбонатных коллекторах для этой цели, как правило, используются количественные критерии. При обосновании таких "пороговых" значений необходимо учитывать сложный характер фильтрации в карбонатных трещиноватых коллекторах. Даже самые плотные разности благодаря наличию трещин могут проявлять свойства коллектора при ничтожной емкости. Поэтому для правильной оценки запасов необходимо применять различные количественные критерии и различный набор подсчетных параметров для матричной и трещинной составляющих коллектора. Обосновано применение раздельных кондиционных значений пористости для матрицы и трещин. В первом случае используются многовариантные сопоставления кумулятивных распределений пористости для коллектора и неколлектора, в зависимости от разных принятых нижних пределов проницаемости, и последующий выбор оптимального соотношения по критерию минимального радиуса пор. Во втором - эмпирические зависимости раскрытости вертикальных трещин от горно-механических условий, оцениваемых через общую пористость породы и коэффициент Пуассона.

Рассмотрены также особенности обоснования коэффициентов нефтенасыщенности. На основе раздельного набора параметров изложена методика дифференцированного подсчета запасов нефти в массивных залежах.

В третьей главе рассмотрены принципы моделирова�