Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геофизическое моделирование карбонатных коллекторов нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Геолого-геофизическое моделирование карбонатных коллекторов нефтяных месторождений"
□0306ТВ23
На права&рукописи
Некрасов Александр Сергеевич
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
003067623
На правах рукописи
Некрасов Александр Сергеевич
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
Работа выполнена в Пермском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ООО «ПермНИПИнефть») и на кафедре геофизики ГОУВПО "Пермский государственный университет"
Научный консультант:
доктор технических наук, профессор Костицын Владимир Ильич
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук
Топорков Владимир Георгиевич (г. Тверь)
заслуженный деятель науки РФ, доктор геолого-минералогических наук, профессор Шаров Николай Владимирович (г. Петрозаводск)
доктор геолого-минералогических наук, профессор
Шихов Степан Александрович (г. Пермь)
Ведущая организация:
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина
(г. Москва)
Защита состоится 29 марта 2007 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.189.01 в Пермском государственном университете по адресу: 614990, ГСП, г. Пермь, ул. Букирева, 15, зал заседаний Ученого совета.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Пермского государственного университета
Тел. 8 (342) 239-62-17 Факс: 8 (342) 237-16-11
Автореферат разослан января 2007 г.
Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.189.01,
доктор технических наук, профессор ——Гершанок
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. В настоящее время более 60 % мировой добычи нефти и значительная часть нефти Пермского Прикамья приходится на карбонатные и терригенно-карбонатные трещинно-кавернозно-поровые коллекторы. Для карбонатных коллекторов интервал изменения проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) необычайно широк и колеблется от 0,15 до 0,50, что объясняется отсутствием технологии геолого-геофизического моделирования сложнопостроенных коллекторов. В результате утверждаются статичные геолого-технологические модели, в которых поровое пространство не дифференцируется на поровую, кавернозную и трещинную составляющие, а при расчете КИН принимается абсолютная проницаемость по газу, которая остается постоянной при любых изменениях (падении или росте первоначального пластового давления). Вышеизложенные причины ведут к несоответствию утвержденных и действительных запасов нефти и газа.
В противоположность таким упрощенным геолого-технологическим моделям на некоторых месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (им. Архангельского, Гагаринское, Кудрявцевское, Сибирское, Шерш-невское) и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Леккерское месторождение) произведена дифференциация пород-коллекторов и составлены модели двойной пористости и проницаемости (Некрасов, 2001-2005).
Внедрение специализированных программных интегрированных комплексов «FRACA» Beicip-Franlab (IFP), Shlumberger Geo-Quest Eclipse, Petroleum Services Ltd Pan System в практику гидродинамического моделирования и проектирования разработки трещинно-кавернозно-поровых коллекторов (моделей с двойной пористостью и проницаемостью типа Баренблатта-Желтова-Кочиной) затруднено из-за отсутствия технологии геолого-геофизического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов. Поэтому возникла необходимость в комплексной интерпретации сейсмических, геофизических и гидродинамических исследований скважин для создания новой технологии изучения сложнопостроенных коллекторов, которая позволит перейти от устаревших статичных к современным динамичным геологическим моделям и использовать новые программные средства моделирования, учитывающие динамическую связь продуктивности и проницаемости с пластовым давлением. Предлагаемая технология обеспечит решение многих проблем регулирования разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам сложного строения.
Объект исследований - фаменско-турнейские, визейские, серпуховские и башкирские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, нижне- и верхнедевонские отложения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Республика Коми, Ненецкий автономный округ), карбонатные отложения Белоруссии, Восточного Предкавказья и других регионов мира.
Цель исследований. Создание технологии геологического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов, основанной на комплексной интерпретации геолого-геофизических данных.
Основные задачи исследований
1. Геолого-геофизическое моделирование фаменско-турнейских карбонатных отложений с целью получения принципиально новой информации о трещиноватости и кавернозности изучаемых коллекторов.
2. Оценка эффективного объема в карбонатных породах с различными типами структуры порового пространства и создание основы петрофизического обеспечения комплексной интерпретации геолого-геофизических исследований трещинно-кавернозно-поровых коллекторов.
3. Комплексная интерпретация трехмерной сейсморазведки при изучении строения залежей нефти в карбонатных коллекторах и разработка методики выделения этих коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС).
4. Создание и мониторинг модели геологического строения трещинно-кавернозно-поровых коллекторов по результатам интегрированной структурно-литологической интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и бурения.
5. Рекомендации на размещение новых эксплуатационных скважин, в том числе с горизонтальными стволами.
Методы исследований
1. Лабораторные исследования образцов керна (определение плотности, удельного электрического сопротивления, интервального времени распространения продольных и поперечных волн в атмосферных, пластовых условиях и по ортогональным направлениям, фильтрационно-емкостных свойств - трещинной пористости, проницаемости, поверхностной плотности открытых и эффективных трещин по ортогональным направлениям).
2. Сейсмомоделирование волновых полей, регистрируемых при исследовании нефтяных залежей, приуроченных к коллекторам сложного строения.
3. Аэрокосмогеологические исследования Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций.
4. Геофизические исследования скважин (стандартный комплекс ГИС, волновой акустический каротаж, скважинный акустический телевизор и электромагнитное сканирование стенок скважин).
5. Гидродинамические исследования скважин (методы установившейся и неустановившейся фильтрации).
Научная новизна
1. Впервые по геолого-геофизическим данным создана комплексная модель фаменско-турнейских карбонатных отложений [1, 6, 7, 8, 9,26, 28, 36, 37].
2. Усовершенствована технология изучения физических и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов с различньми типами структуры по-
рового пространства в атмосферных и пластовых условиях' с целью создания основы петрофизического обеспечения комплексной интерпретации геолого-геофизических исследований трещинно-кавернозно-поровых коллекторов [1, 9, 24,29].
3. Разработана методика комплексной интерпретации результатов трехмерной сейсморазведки, геофизических и гидродинамических исследований скважин при изучении карбонатных коллекторов [1, 4, 9, 13, 14, 16, 21, 25, 26, 27,28,35,37].
4. Установлено, что емкостно-фильтрационная структура коллекторов является не поровой (статичной, слабодеформируемой при изменении пластового давления), а трещинно-кавернозно-поровой (динамичной, деформируемой при изменении первоначального пластового давления). Слабодеформируемая матрица, состоящая из пор и каверн и деформируемая трещинная среда в совокупности не имеют «граничного предела пористости» и поэтому в карбонатном разрезе, выделяются «приточные зоны», которые вдвое больше эффективных толщин, выделенных по ГИС, но имеют меньшую среднюю пористость (1-5%) [1,4, 5,6, 8,9, 10,13, 15,18,21,22, 24,25,30, 37].
5. Впервые предложена полная геолого-геофизическая модель трещино-ватости продуктивных пластов нефтяных месторождений [1,24].
6. Создана оригинальная технология геологического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов, основанная на базе комплексной интерпретации геолого-геофизических исследований [1,28].
7. Впервые осуществлен геолого-геофизический мониторинг эксплуатации месторождения и выполнен расчет технологических показателей разработки на основе модели двойной пористости и проницаемости в программном интегрированном комплексе «ГЛАСА» Ве1С1р-Ргап1аЬ (ШР) [1,24].
Основные защищаемые научные положения
1. Геолого-геофизическая модель фаменско-турнейских карбонатных отложений [1,6, 7,9,17,26,28,36].
2. Методика петрофизического обеспечения геофизических данных, реализуемая при исследовании карбонатных коллекторов [1,9,29, 37].
3. Комплексная интерпретация данных трехмерной сейсморазведки, геофизических и гидродинамических исследований скважин, позволяющая установить генетическое единство трещиноватости, блокового строения и емкост-но-фильтрационной неоднородности карбонатных коллекторов [1, 4, 5, 7, 9, 10, 15,17,18,21, 22,24, 26,27,28,29,37].
4. Геолого-геофизические модели залежей нефти на стадии эксплуатации месторождений, основанные на деформируемости трещинного пространства [1, 7,9,17,24, 26,28, 37].
Обоснованность и достоверность научных выводов и заключений
1. Обеспечена сравнительным анализом результатов геолого-геофизического моделирования карбонатных коллекторов с данными трехмер-
ного гидродинамического моделирования в программном интегрированном комплексе «РЯАСА» Вею1р-Ргап1аЬ (1РР), учитывающим динамические свойства трещиноватости (изменение раскрытости и фильтрационных свойств в зависимости от изменения пластового давления).
2. Доказана экспериментальными исследованиями параметров трещиноватости и кавернозности карбонатных коллекторов сложного строения.
3. Подтверждена результатами бурения вертикальных, горизонтальных скважин и процессом разработки залежей нефти, приуроченных к трещинно-кавернозно-поровым типам коллекторов.
Практическая ценность работы
1. Разработана технология геологического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов с целью перехода от статичных к динамичным геологическим моделям [1,6,7,8,9,17,26,28,36,47,51].
2. Сформировано научно-меггодическое направление в геологии и геофизике, ориентированное на изучение параметров трещиноватости и кавернозности коллекторов с учетом литолого-фациального анализа [1, 6, 7, 9, 26, 36, 37, 47, 51].
3. Обоснованы принципиально новые возможности и эффективность прогноза фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов, что позволяет по-новому решать проблемы регулирования разработки нефтяных залежей, приуроченных к этим коллекторам [1, 5, 6, 8, 18, 19, 22,47,51].
4. Технология геолого-геофизического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов внедрена на предприятиях ОАО «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «Нарьянмарнефтегаз» [47, 51, 52].
Реализация результатов исследований. Исследования по теме диссертации выполнялись в течение 24 лет: с 1982 по 2006 гг. в ООО «ПермНИПИ-нефть» и Пермском государственном университете.
Результаты исследований реализованы в виде практических рекомендаций в «Регламенте по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 15339.0-047-00), утвержденном Минтопэнерго России № 67 от 10.03.2000 г., отчетах по подсчету запасов нефти и газа им. Архангельского, Кудрявцевского, Сибирского, Шершневского месторождений (2004-2006 гг.), в технологической схеме разработки Шершневского месторождения (2006 г.), а также 15 отчетах тематических научно-исследовательских работ (НИР). Кроме того, материалы и результаты исследований используются в учебном процессе со студентами Пермского государственного университета по специальностям «Геофизика», «Геология и геохимия горючих ископаемых» при изучении следующих дисциплин:
- Геофизические исследования скважин;
- Петрофизика;
- Современное состояние геофизических исследований скважин;
- Современные проблемы геологии.
Личный вклад автора. Научные результаты диссертационной работы получены при непосредственном участии соискателя в выполнении НИР в качестве ответственного исполнителя и научного руководителя работ в период с 1982 по 2006 гг. Автор определял задачи исследований, осуществлял методические разработки и научное руководство, непосредственно участвовал в выполнении всех экспериментов, анализе и обобщении полученных результатов, создании и' апробации технологии геолого-геофизического моделирования слож-нопостроенных карбонатных коллекторов.
Публикации и апробация результатов исследований
Соискателем опубликовано 66 научных работ, из них 37 посвящены теме диссертации. В число последних входят монография, 7 статей в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК, 28 отчетов НИР, из них 15 — по теме диссертации. На «Программу определения пористости и литологического состава верейских карбонатных отложений по данным ГИС» выдано авторское свидетельство № 2005610068 от 11.01.2005 г.
Основные результаты исследований неоднократно докладывались на НТС и совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и ОАО «ЛУКОЙЛ» (г. Москва), представлялись на международных, всероссийских и региональных конференциях:
1. «Конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин», Москва, 1998.
2. Всероссийское совещание «Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений», Сыктывкар, 2001.
3. Научно-практическая конференция «Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений», Бугульма, 2001.
4. Научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2003.
5. Первая международная конференция «Нефтеотдача-2003», Москва,
2003.
6. Международная конференция «Геофизические и нефтепромысловые методы исследований скважин в комплексе с сейсморазведкой при построении и сопровождении геологических моделей залежей нефти и газа», Москва, 2003.
7. Вторая международная научно-практическая конференция «Фундаментальные и прикладные исследования в системе образования», Тамбов, 2004.
8. Научно-практическая конференция «Восьмые геофизические чтения им. В.В. Федынского», Москва, 2006.
9. EAGE, EAGO, SEC conference and exhibition. S. Petersburg, 2006, Fraca Community Meeting, Rueil-Malmaison, France, 15-18 October 2006.
10. Научно-техническая конференция «Геофизические исследования скважин», посвященная 100-летию промысловой геофизики, Москва, 2006.
11. Ежегодные научные конференции геологического факультета Пермского государственного университета «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (1990-2006 гг.).
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Объем диссертации составляет 420 страниц, содержит 175 рисунков и 70 таблиц. Список литературы включает 184 опубликованных издания и 15 фондовых работ.
Большое влияние на направление и уровень исследований оказала совместная работа и творческие контакты с Н.С. Белозеровой, С.И. Ваксманом, В.Д. Викториным, A.B. Горшковым, А.Р. Князевым, В.Г. Козловым, В.А. Костери-ной, В.П. Матвеевой, В.П. Митрофановым, Г.В. Макашовским, В.П. Потаповым, P.A. Саблиным, М.Ф. Серкиным, A.JI. Храмцовым, Ю.В. Чудиновым, A.A. Щи-пановым. Без их участия в различных направлениях экспериментальных и научно - методических исследований в таком виде работа не могла состояться.
При написании работы автор пользовался поддержкой и консультациями профессоров Р.Г. Ибламинова, Н.И. Крысина, В.М. Новоселицкого, Б.А. Спасского, A.B. Черницкого, М.М. Элланского. Всем названным ученым и производственникам автор выражает глубокую признательность. Автор благодарит научного консультанта, доктора технических наук, профессора В.И. Костицы-на.
Автор считает своим долгом поблагодарить директора ООО «ПермНИ-ПИнефть», кандидата геолого-минералогических наук H.A. Лядову за поддержку и внимание к результатам научных исследований.
ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ПЕРВОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
Геолого-геофизическая модель фаменско-турнейских карбонатных отложений [1,6, 7,9,17,26,28,36]
Региональная нефтегазоносность Волго-Уральской провинции, в первую очередь, связана с бортовыми и островными сооружениями Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП). Последние имеют наиболее широкое развитие в пределах Предуральского краевого прогиба (Галкин, Растегаев, 2001; Малович-ко, Костицын, 1992; Новоселицкий, Проворов, Шилова 1985; Софроницкий, 1967; Филиппов, 2002; Шихов, 1974). В отличие от широко распространенного мнения о рифовой природе бортов и островов ККСП эти массивы (Максимова, 1984) вполне обоснованно отнесены к особому типу карбонатных тел - агглю-тигермам.
Специфика агглютигермных массивов заключается в следующем:
- толща слагается сферовыми и сферово-узорчатыми разностями известняков, чередующимися с обычными микрозернистыми разностями, содержащими заметно меньшее количество сфер и органических остатков. Лишь в некоторых разрезах среди сферово-микрозернистых отложений установлены прослои детритусово-полифитных известняков;
- практически отсутствуют биогермообразователи. К этой категории отнесены каркасообразователи - известь выделяющие водоросли (эпифитоны, ре-нальцисы, кораллиновые, мелобезиевые и др.), которые по данным Королюк И.К. (1979) нередко создавали массы СаСОз большие, чем остатки животных, цементаторами служили водоросли гирванеллы;
- улавливателями взвеси являлись разнообразные водоросли, морские травы, которые способствовали замедлению движения воды. Существенную роль они играли в специфичных, неблагоприятных для роста типичных органогенных построек условиях, способствуя возникновению агглютигермов;
- ренальцисы и гирванеллы входят в состав детритусово-полифитных известняков, которые установлены в отдельных частях разрезов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции среди сферово-микрозернистых отложений. Такая пачка мощностью 25 м, представленная коллекторами порово-кавернозно-трещинного типа, выделена (Максимова, Розонова, 1981) в средней части фа-менских отложений Березниковской опорной скважины.
Барьерными агглютигермными массивами позднедевонский бассейн был разгорожен с образованием зон некомпенсированного осадконакопления (осевая депрессионная зона ККСП), названных Н.М. Грачевским. и A.C. Кравчуком (1989) «аккумуляционно-топографическими впадинами» (АТВ). Для них характерна увеличенная толщина отложений доманикового типа, фиксирующих обстановку некомпенсации (глубоководный шельф). Островные агглютигермные массивы, в дальнейшем именуемые органогенными постройками, в пределах АТВ формировались на участках с относительно высоким рельефом морского
дна, каковыми явились банкообразные карбонатные массивы. Органогенные постройки, занимающие изначально повышенное гипсометрическое положение в бассейне осадконакопления, представляли первоочередные объекты аккумуляции углеводородов при их внутрирезервуарной миграции (Филиппов, Чах-махчев, Ермолкин, 2003). Органогенные постройки отмечаются локальными максимумами саргаевско-турнейского комплекса - 400-600 м. В процессе роста они периодически выходили из-под уровня моря и подвергались процессам выщелачивания и эрозии, наиболее интенсивным после завершения образования органогенных построек.
Существует множество примеров описания подобного рода органогенных построек (в том числе и Леккерской структуры) в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Беляева, 1998; Жемчугова, 2002; Кушнарева, 1977; Мен-нер, 1989; Суркова, 1991), а также в Северной Америке (Ирвин, 1965; Уилсон, 1975), Канаде (Конвей, 1989), Персидском заливе (Эванс, 1973).
В пределах Предуральского краевого прогиба выявлено 38 объектов, объединенных в 29 месторождений. В их строении усматриваются морфологические черты типичные для разрушенных атолловых массивов. Об этом свидетельствуют результаты исследований Н.К. Фортунатовой (1975), в которых отмечено, что факт тектонической раздробленности органогенных построек, как правило, недооценивается в нефтяной геологии. Массивным породам органогенных построек свойственно дробление на неправильные по форме разновеликие блоки, ограниченные изогнутыми поверхностями, а также крайне неравномерное размещение участков различной трещинной интенсивности. Несомненно, одной из первоочередных задач нефтяной геологии является изучение макро- и микротрещиноватости органогенных построек и крупных органогенных массивов.
Стратиграфическая схема верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса на территории Предуральского краевого прогиба (Быков, 1978; Гра-чевский, 1962; Кузнецов, 1985; Мкртчан, 1964; Ожгибесов, 2001; Проворов, 1985; Софроницкий, 1967; Сташкова, 1999; Шаронов, 1971; Щербаков, 1966) включает саргаевский, семилукский, ветласянский горизонты, нерасчлененную часть верхнефранского подъяруса - аскынская свита, нижнефаменский (задонский, елецкий горизонты), среднефаменский (лебедянский, оптуховский горизонты), верхнефаменский подъярусы, гумеровский, малевско-упинский, чере-петский, кизеловский горизонты турнейского яруса.
Автором выполнена геолого-геофизическая корреляция разрезов на месторождениях им. Архангельского, Сибирском и Шершневском [1, 7, 9, 26, 27, 36]. Расчленение комплекса на Пихтовом, Уньвинском и Озерном месторождениях выполнено ранее (Бакун, 1992; Храмцов, 1997; Попов, 2000; Вилесов, 2004). Корреляция разрезов скважин решала вопросы расчленения и одновременно геометризации органогенных массивов и приуроченных к ним залежей нефти (Гутман, Копылов, 2002).
По комплексу ГИС (ГК1, ННК-Т2, ДС3, БК4, АК5) проведено расчленение и детальная геолого-геофизическая корреляция разрезов в интервале от нижне-фаменского подьяруса (елецкий горизонт) до перекрывающих терригенно-карбонатных отложений кожимского надгоризонта, представленных различными его частями. Фаменские отложения более однородные, отличаются от тур-нейских пород повышенными значениями ННК-Т и более низкими значениями ГК.
Все фаменские образования по конфигурации кривых радиоактивного каротажа условно разделены на четыре пачки: I, II, III, IV (сверху вниз по разрезу). В дальнейшем пачки названы пластами Фмь Фм2, Фм3, ФМ4. Турнейские отложения объединены в пласт Т (рис.1).
В методическом отношении для корреляции выделено два типа разреза:
- органогенные постройки франско-фаменского возраста;
- неорганогенные фации (депрессионный).
Использование в качестве основной информации результатов биостратиграфического расчленения фаменско-турнейского комплекса (Сташкова, 1999, 2004), диаграмм ГИС, петрофизических макро - и микроописаний образцов керна (Митрофанов, 2002; Потапов, 2002; Сумароков, 2003) позволило создать номенклатуру карбонатных пластов. Пропластки, объединенные в пачки, получили стратиграфическое наименование [1, 7, 9, 17, 26, 36]. Стратиграфические разбивки по скважинам Сибирского месторождения представлены на схеме корреляции (рис. 1).
Анализ карт толщин турнейских (пласт Т) и фаменских отложений (пласты Фмь Фм2, Фм3) позволил установить, что изменение общей толщины верх-недевонско-турнейских отложений контролируется фациальным планом. При составлении карт толщин учитывались структурные карты по основным отражающим сейсмическим горизонтам (ОГ) и структурные карты по кровле пластов Т, Фмь Фм2, Фм3. Карты толщин позволили выявить общую морфологию палеорельефа и выделить разные фации (Грачевский, Берлин, 1969). Так, на объединенной карте толщин пластов Фмь Фм2, Фмз Шершневского месторождения (рис.2) максимальные толщины (80-82 м) характеризуют рост органогенной постройки. К западу от гребней наблюдается резкое, а к востоку - постепенное уменьшение толщин пластов от 80 до 70 м. Минимальные толщины (6070 м) образуют заливообразные зоны, обусловленные подводными течениями или приливно-отливными каналами (Бакун, 1992).
Аналогичная ситуация наблюдается на картах толщин пластов Фм!, Фм2, Фм3 других нефтяных месторождении. Распределение толщин турнейского пласта прямо противоположно распределению этого параметра фаменских пластов (рис.2). Непосредственно над фаменской органогенной постройкой (в наи-
Гамма-каротаж
Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам
Диаметр скважины (каверномер)
Боковой каротаж
Акустический каротаж
Рис. I. Схема корреляции фаменско-ту рнейских отложений Сибирского месторождения по линии скважин
430ГН-141-317-333-150-145-440ГН [47]
Кар» толщин 0,|П-С,[
Шкал* Т011ШМН « Фм,.„ н
Усланные обознлчешы:
^ I "бногермш*"
.. ■ номер
■ йскришд ю.ишии тнет»
И". - ИЗДСР СЫ4ЖН11Ы
■ - ешсуЬшк данных
- ИЭОШХ11Ш -1 - .1ИННН Ш.'КСНфифНЯсМ
КярТЯ Толщи» Ш№Т1 Т
Карта С*ЛЩПН нластлл Фм,,
Рис. 2. Карты толщин в интервалах глубин, соответствующих франско (031т)-турнейским (С|0, верхнедевонским (Фм1.3) и турнейским (Т) пластам. 11] ерш невское месторождение [51]
более приподнятых в рельефе участках) толщина турнейских отложений изменяется от 0 (скв.79, Шершневское месторождение, рис.2) до 35 м (скв. 451, Уньвинское месторождение), на склонах увеличивается до 39 - 138 м - Шершневское. За пределами органогенных построек существовали глубоководные впадины (депрессионный тип разреза).
На основании комплексного изучения литолого-фациальных характеристик фаменских и турнейских отложений по материалам ГИС, исследованиям керш, пай еом орф ол оги ч ее к им критериям построены литолого-фациальные па-леопрофили и выполнено литолого-фациальное районирование. Установлено принципиальное отличие в генезисе турнейских и фаменских отложений, обусловленное эвстатическими колебаниями уровня моря. Турнейские отложения являются структурами об л екания франско-фаменских органогенных построек и представлены двумя фациями: "органогенная постройка", "проградирующая терраса" (Беляева, 1998), в фаменских отложениях выделяются три фации: "рифового гребня", "рифового шлейфа" и "приливно-отливных каналов" (рис. 3).
Полученные результаты стратиграфического расчленения, детальной корреляции и литолого-фациальиого районирования фаменско-турнейских отложений представляют закономерные явления, хорошо объяснимые с позиции условий осадконакопления, истории тектонического развития региона и свидетельствуют о правильности заложенного в основу корреляции критерия - связи коллекторских свойств пластов с поверхностями перерывов осадконакопления. Таким образом, создана reo л о го-reo физическая модель фаменско-турнейских карбонатных отложений и обосновано первое защищаемое положение.
Рис.
Фации: ^д проградирующая терраса
г-а рифового гребня фаменекого времени заволжского времени
^ (известняки сфероао-уг,орчатые) ЕЗ Проградирующая терраса
рифового шлейфа (известняки лито-биокласто&ые, гумеровского времени
обломочные, ооидные) органогенная постройка
|—г^. прилиано-отливные каналы (известняки турнейекого времени
— л ито-биок ластовые с неокатан мы ми комками) м. микроописания образцов керна
в глубоководною шельфа (известняки ^ проградирующая терраса
™ тонкозернистые с редким детритом) турнейекого времени
3. Литолого-фациальный палеопрофиль фаменско-турнейских отложений Сибирского месторождения [47]
ВТОРОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
Методика петрофизического обеспечения геофизических данных, реализуемая при исследовании карбонатных коллекторов [1,9,29, 37]
Исследованиям структуры порового пространства сложнопостроенных коллекторов посвящены работы К.И. Багринцевой (1982, 1988), В.И. Горояна (1974), Ф.И. Котяхова(1977), В.Ф. Малинина (1979), В.П. Митрофанова (2002), В.М. Новоселицкого, В.М. Проворова, А.А. Шиловой (1985), В.П. Потапова (1985), З.М. Слепака (2005), В.Г. Топоркова (1987), А.А. Ханина (1969), И.В Хворовой (1958), М.А. Эсмонтович (1975). Однако проблема оценки фильтра-ционно-емкостных свойств и нефтенасыщенности этих коллекторов до сих пор является актуальной. Практическая значимость ее обусловлена устойчивой тенденцией увеличения запасов, связанных со сложнопостроенными коллекторами ( Аксенов, Новиков, Филиппов, 1994; Кнеллер, Рыскаль, 1996; Петерсилье, По-роскун, Яценко, 2003), а также тем, что емкостные свойства представляют один из основных параметров пласта, влияющих на запасы, а трещиноватость - на процесс разработки [1,6,8,29].
Результаты макро - и микроописаний образцов керна, определение суммарной и раздельной емкости открытых пор и каверн, поверхностной плотности открытых, эффективных трещин и параметров трещиноватости по шлифам, насыщенным окрашенным полимером позволили изученные образцы разделить на 4 группы, различающиеся типом структуры порового пространства:
1. Поровыйтип:
a) «чисто» поровый подтип;
b) кавернозно-поровый подтип;
c) трещинно-поровый подтип.
2. Порово-кавернозный тип.
3. Порово-трещинный тип.
4. Смешанный (трещинно-кавернозно-поровый) тип.
Комплекс лабораторных исследований включал определение емкостных, фильтрационных, плотностных, электрических и акустических свойств горных пород, а также параметров трещиноватости карбонатных пород.
Структурные и текстурные особенности образцов пород оценивались по аншлифам с использованием бинокулярной лупы. Минералогический состав образцов пород изучался в шлифах под микроскопом.
Определение физических и фильтрационно-емкостных свойств пород производилось способами, описанными в работах (Амикс, Басс, Уайтинг, 1962; Бат, 1974; Гиматудинов, Ширковский, 1982; Добрынин, 1970; Кобранова, 1986; Митрофанов, 2002; Потапов, 1985; Топорков, 1987).
При поступлении образцов (керна) в лабораторию первоначально проводилось их макроописание, по которому образцы предварительно делились на две группы: трещинно-поровую и трещинно-кавернозно-поровую. В дальнейшем каждая группа образцов изучалась по своей схеме. Дифференцированное
группирование образцов производилось с учетом результатов изучения их физических свойств.
Выделенные подтипы поровых разностей карбонатных пород, отличающиеся строением порового пространства, дифференцируются по физическим свойствам. Однако принять однозначное решение о достоверности различия выделенных подтипов не представляется возможным из-за значительного диапазона фиксируемых физических параметров. Оценка достоверности различия выделенных подтипов карбонатных пород производилась с помощью однофак-торного дисперсионного анализа. В качестве результативного признака использовались показатели, предложенные В.П. Потаповым (1985) и определяемые по формулам
где Кпрг - коэффициент газопроницаемости; Кп0 - коэффициент открытой пористости; Рп - параметр пористости.
Показатель "1" отражает величину радиуса пор, а показатель "2" - извилистость токопроводящих каналов. В качестве исследуемого фактора при проведении дисперсионного анализа использовались подтипы структуры порового пространства. Определялась степень отличия подтипов кавернозно-поровых и трещинно-поровых пород от подтипа «чисто» поровых пород.
Установлено, что существует вероятность разграничения карбонатных пород порового типа на подтипы по показателям "1" и "2". Так, при разграничении «чисто» поровых и трещинно-поровых пород-коллекторов вероятность ошибочного заключения по показателю "1" составляет 0,160 д.ед. (16%), для «чисто» поровых и порово-трещинных - 0,347 д.ед (35%), а по показателю "2" -соответственно 0,110 (11%) и 0,001 д.ед.(0,1%) (таблица).
Коэффициенты анизотропии карбонатных пород фаменско-турнейского возраста рассчитывались по величинам газопроницаемости, удельного электрического сопротивления и интервального времени пробега упругих продольных и поперечных волн для параллельного и перпендикулярного напластованию направлений. Расчеты проведены по результатам измерения этих параметров на образцах кубической формы размером 40x40x40 мм в трех взаимно перпендикулярных направлениях (X, У - ортогональные направления в плоскости, параллельной напластованию, и 2. - в направлении, перпендикулярном напластованию).
Анализ распределений величин газопроницаемости, удельного электрического сопротивления и интервального времени пробега упругих продольных и поперечных волн для параллельного и перпендикулярного напластованию направлений свидетельствует, что карбонатные породы с «чисто» поровой структурой наименее анизотропны. Повышенную анизотропность в направлении напластования имеют карбонатные породы порового типа, в строении порового пространства которых принимают участие открытые трещины (трещин-но-поровый подтип).
7рп-кпо,(2)
Коэффициент анизотропии карбонатных пород изменяется в широких пределах в зависимости от измеряемого физического параметра. Диапазон распределений значений коэффициента анизотропии свидетельствует, что чаще всего проницаемость карбонатных пород в направлении перпендикулярном напластованию ниже проницаемости по напластованию [1, 29]. Наиболее анизотропны карбонатные породы с порово-трещинным типом структуры порового пространства, 71,4% которых имеют коэффициент анизотропии более 1, что свидетельствует о преобладании в разрезе пластов с порово-трещинным типом порового пространства, субгоризонтальных открытых трещин.
Исключение составляют карбонатные породы со смешанным (трещинно-порово-кавернозным и трещинно-кавернозно-поровым) типом структуры, у которых кавернозность формировалась при нарушении их прочности и образовании открытой трещиноватости, в результате чего они приобрели сложную структуру порового пространства. Большая часть (51,5%) изученных образцов, представляющих этот тип пород, имеет проницаемость выше в направлении, перпендикулярном напластованию [1,29].
Результаты дисперсионного факторного анализа среднего радиуса пор и извилистости токопроводящих каналов карбонатных пород-коллекторов
Название подтипов карбонатных пород (действующий фактор) Число определений Показатель Выборочные значения Табличные значения
Сткгнс-шхи Г* Уровня значимости'** Статистики К* Уровня значимости ?**
"Чисто" поровый 8 1.35 0,260 1,44 0,25
Каверноэно-поровый 8
"Чисто" поровый 8 2,17 0,160 1,45 0,25
Трещинно-поровый 7
"Чисто" поровый 8 15,64 0,001 1,44 0,25
Кавернозно-поровый 8 к**
"Чисто" поровый 8 2,85 0,110 1,45 0,25
Трещинно-поровый 7
"Чисто" поровые 8 2,01 0,181 1,44 0,25
Поро во-кавернозные 6
"Чисто" поровые 8 15,78 0,002 1,44 0,25
Порово-кавернозные 6
"Чисто" поровые 8 0,92 0,347 1,44 0,25
Порово-трещинные 16
"Чисто" поровые 8 14,11 0,001 1,44 0,25
Порово-трещинные 16
"Чисто" поровые 8 1,72 0,209 1,44 0,25
Трещинно-кавернозно-поровые 9
"Чисто" поровые 8 2,54 0,132 1.44 0,25
Трещинно-кавернозно-порэвые 9
*Р - группа образцов с определенным признаком,
**а - показатель достоверности юучаемого фактора (Леонтьев, 1966)
Изучена анизотропия параметра пористости от величины открытой пористости, установленная для атмосферных условий в параллельном и перпендикулярном направлениях, которая достигает 1,47 [1,29].
В интервале значений пористости более 5 % связь параметра пористости с величиной открытой пористости, установленная для пластовых условий в параллельном и перпендикулярном напластованию направлениях, характеризуется более высоким значением коэффициента корреляции, чем в интервале значений открытой пористости до 5 % [1, 29]. Уменьшение тесноты связи вызвано изменением геометрии токопроводящих каналов в исследуемых образцах карбонатных пород, которые становятся менее извилистыми за счет повышенной трещиноватости матрицы породы.
Зависимость интервального времени пробега продольных волн в атмосферных условиях от величины открытой пористости характеризуется коэффициентом корреляции 0,80. При всестороннем сжатии образцов (Рэф = 20 МПа) многие микротрещины элиминируются, матрица породы приобретает повышенную жесткость, в результате интервальное время пробега продольных волн снижается, а коэффициент корреляции увеличивается до 0,90 [1,29].
Зависимости интервального времени пробега поперечных волн от величины открытой пористости в параллельном и перпендикулярном напластованию направлениях для атмосферных и условий моделирующих пластовые, характеризуются коэффициентами корреляции, равными соответственно -0,78 и -0,88. Увеличение коэффициента корреляции до -0,88 обусловлено смыканием микротрещин при подаче эффективного давления (Рэф = 20 МПа) [1,29].
Результаты изучения анизотропии фильтрационных, электрических и акустических свойств образцов керна явились основой для разработки методики выделения сложнопостроенных коллекторов по ГИС. Открытая пористость пород определялась по методу Преображенского (насыщение керосином). Емкостные свойства кавернозных карбонатных пород изучались по методике, включающей определение раздельной и суммарной емкости пор и каверн (Потапов, 1985).
Максимальные значения открытой пористости карбонатных пород фа-менско-турнейского возраста зафиксированы у образцов, представленных известняками коричневато-серыми, биоморфными (преимущественно водорослевыми), со сгустками и комочками пелитоморфного кальцита, неравномерно-пористыми, с редкими каверночками размером до 2 мм («чисто» поровый подтип) [1,29].
Лучшими фильтрационными свойствами обладают карбонатные породы смешанного (трещинно-кавернозно-порового) типа, поровое пространство которых создано за счет межфрагментных, внутрифрагментных пор, каверн различной формы и размеров, а также за счет трещин, часто соединяющих каверны и поры между собой. Низкой (в среднем) газопроницаемостью характеризуются породы с порово-трещинным типом структуры порового пространства, что объясняется их низкой пористостью (до 4%), и раскрытием трещин не превышающим 0,005 мм.
Комплекс исследований физических свойств карбонатных пород включал экспериментальное изучение трещиноватости образцов пород, отобранных из скважин Леккерского, Логовского, Сибирского, Уньвинского и Шершневского месторождений по методике ВНИГРИ (Гмид, Леви, 1972; Смехов, Гмид, 1976), усовершенствованной за счет использования компьютерной техники, что позволило увеличить точность методики и скорость измерения параметров.
Параметры трещиноватости (площадь шлифа, длина трещин, раскры-тость) определялись по окрашенным шлифам большого размера и репликам следов открытых трещин. Результатами определений являлись следующие параметры: средняя раскрытость трещин, поверхностная плотность открытых и эффективных трещин, коэффициент емкости открытых трещин, коэффициент проницаемости по трещинам.
Средняя раскрытость трещин является основным фактором, влияющим на физические свойства горных пород, величина, которой изменяется в пределах от 0,002 до 0,08 мм, при среднем значении, равном 0,03 мм. Трещинная пористость изменяется от 0,03 до 1,26 %, при среднем значении 0,21 %, трещинная проницаемость - от 0,055 до 54,1-Ю"3 мкм2 при среднегеометрическом значении 0,839-Ю'3 мкм2, поверхностная плотность открытых трещин - от 12,0 до 252,8 мпри среднем значении, равном 80,6 м 1 (рис. 4).
Получены оригинальные научные результаты определения коллекторских и физических свойств карбонатных пород со сложной структурой порового пространства, имеющих развитие в разрезах фаменского и турнейского ярусов. Таким образом, создана основа для петрофизического обеспечения сейсморазведки ЗЭ, ГИС и методики выделения сложнопостроенных коллекторов по комплексу геофизических методов, что позволило обосновать второе защищаемое положение.
ТРЕТЬЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
Комплексная интерпретация данных трехмерной сейсморазведки, геофизических и гидродинамических исследований скважин, позволяющая установить генетическое единство трещиноватости, блокового строения и емкостно-фильтрационной неоднородности карбонатных коллекторов [1,4,5,7,9,10,15,17,18,21,22,24,26,27,28,29,37] Исследования сейсморазведкой ЗЭ по детальному изучению геологического строения верхнедевонско-турнейских отложений нефтяных местороязде-ний (им. Архангельского, Сибирского, Шершневского) выполнялись в следующей последовательности:
I этап — уточнение структурных планов опорных отражающих горизонтов и кровли органогенного массива;
Рис. 4. Гистограммы распределения параметров трещиноватости (скв79, Шершневское месторождение, пласты Т-Фм) [1,51]
II этап - построение геолого-статистических разрезов в органогенном массиве, формирование детальных скоростных моделей с целью создания синтетических волновых полей для привязки отражений и выявления поисковых признаков в сейсмической записи, отображающих наличие пластов-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами;
III этап - создание структурных планов пластов-коллекторов;
IV этап - изучение динамических параметров сейсмической записи и различных ее характеристик с использованием результатов AVO-анализа и псевдоакустического преобразования сейсмических трасс, исследование латеральной и вертикальной изменчивости карбонатных отложений с привлечением результатов сейсмофациального анализа, построение сейсмофациальных схем;
V этап - уточнение границ распространения различных типов коллекторов и литолого-фациальных зон, получение корреляционных связей между сейсмическими и петрофизическими параметрами, составление прогнозных геологических разрезов, выдача рекомендаций на размещение скважин.
Подразделение интерпретации на этапы является условным (Маловичко, 1990; Санфиров, 1995), точнее оно отражает общую тенденцию тесной взаимосвязи процессов обработки и интерпретации сейсмических данных, стремление извлечь больше информации о геологическом разрезе из исходных сейсмических данных [1,9,26].
Выполненный соискателем анализ волновых полей, полученных при сейсмических исследованиях ряда нефтяных месторождений (Гежское, Пихтовое, Сибирское, Уньвинское, Шершневское, Цепйльское), приуроченных к бно-гермным массивам и структурам их облекания показал, что на временных разрезах отсутствуют отражения от склонов органогенных карбонатных построек или корреляция их затруднена. Данные сейсморазведки 3D и применение пространственной временной миграции не решают эту проблему. В связи с этим требуются специальные приемы обработки для получения отражений от склонов органогенной постройки способом общей глубинной точки (ОГТ). Перспективным для повышения точности структурных построений и выявления малоамплитудных нарушений, карстовых зон, внутреннего строения биогерм-ных массивов является применение процедуры глубинной миграции (Гольдин, 1988, 2005). С целью усовершенствования методики обработки и интерпретации, данные 3D по Белопашнинской (месторождение им. Архангельского), Сибирской и Шершневской структурах обработаны с применением, процедуры глубинной миграции до суммирования в комплексах GeoDepth (Paradigm Geophysics) и Geo Vista (CGG). Целью глубинной миграции до суммирования является «восстановление пространственных форм скоростных и пяотностных неоднородностей внутри земной среды по данным регистрации на поверхности наблюдений отраженных или рассеянных на этих неоднородностях волн упругих колебаний» (Гогоненков, 2003). В процессе предварительной обработки и анализа были сформированы глубинно-скоростные модели, с использованием которых проведена глубинная миграция до суммирования способом дифракционного преобразования. Получены глубинные сейсмограммы ОГТ, глубинные
кубы суммотрасс, а также конвертированные во временную область кубы после глубинной миграции. Поведение отражающих границ в глубинном кубе наиболее близко к поведению геологических границ, к которым они приурочены (рис. 5). Преимуществом глубинной миграции до суммирования перед традиционной трехмерной миграцией во временной области является более точное отображение особенностей тектонического строения: на срезах глубинного куба прорисовывается сеть крупных тектонических нарушений, проявляются малоамплитудные разломы, зоны карста и т.п. Это особенно важно для исследуемых нефтяных месторождений, на которых скоростные неоднородности сильно искажают поля изохрон во временном сейсмическом кубе (Шаров, 1993,2005). Кроме того, при обработке сейсмических материалов 3D месторождений им. Архангельского и Шершневского применена процедура вычитания волн-помех с линейными годографами (FKFIL), которая позволила значительно повысить общий уровень полезного сигнала [1,27,28].
Сейсмомоделирование проведено с применением программ Integral Plus. Для этой цели в продуктивных интервалах месторождений им. Архангельского, Сибирского и Шершневского созданы акустические модели соответственно по 5,20 и 12 скважинам. При моделировании решались следующие задачи:
• определение полярности сейсмической записи и стратиграфическая привязка отражений от опорных отражающих горизонтов;
• изучение особенностей сейсмической записи в интервале регистрации отражений от фаменско-турнейских пластов-коллекторов;
• обоснование параметров временных окон для кластерного и спектрально- временного анализов.
Задача построения модели среды состояла в замене истинной непрерывной кривой скорости более простой функцией, при которой не вносится существенных искажений в поле отражённых волн. Таким требованиям отвечает кусочно-непрерывная функция, при этом среда представляется в виде серии тонких однородных пластов с толщиной от 1 до 10 м. Оптимальным шагом дискретизации при построении тонкослоистой модели является интервал разреза, равный 0,05 преобладающей длины волны или периода ее записи (Кондратьев, 1976; Урупов, 2005).
Возможность отображения в волновом поле пачек пластов-коллекторов доказана при изучении детального строения Гежского (Гаврин, 1992) и Пихтового (Козлов, 1993) месторождений. Оценка влияния пластов-коллекторов на формирование отражения от кровли верхнедевонско-турнейской органогенной п°
постройки ОГ осуществлена путем расчета синтетических трасс для моделей, в которых пласты-коллекторы в кровле органогенного массива замещены плотными аналогами. Сопоставление синтетических сейсмотрасс, рассчитанных по исходной и измененной моделям, показывает, что в случае наличия пластов-
коллекторов положительный экстремум ОГп° имеет меньшую амплитуду и увеличенный видимый полупериод. Это объясняется, в основном, ослабляющим
б
а - по временному кубу б - по глубинному кубу
гтп
Рис. 5, Аксонометрические проекции поверхности ОГ , отождествляемого с кровлей ф ам ен с ко-тур ней с ких отложений (Шершневское месторождение)
[1,51]
эффектом интерференции (Урупов, Бяков, 1975), который позволяет оценить программа моделирования.
Изменение кинематических параметров (Маловичко, 1990) отражается на синтетических сейсмограммах. По модели скв. 79 (Шершневское месторождение) проведен эксперимент по трансформации скоростной кривой. Существующую высокоскоростную модель заменили на слоистую модель по аналогии со скв. 62 месторождения им. Архангельского. Результаты данного синтезирования показали, что форма сигнала изменилась, стала малоамплитудной. Область органогенной постройки отличается хаотичной сейсмической записью, сменой рисунка осей синфазности, изменчивостью частотного состава. Это свидетельствует о литологической неоднородности внутреннего строения органогенного массива [1,27,28].
Визуальное рассмотрение синтетических волновых полей и полученные информативные признаки использовались при выполнении сейсмофациального анализа исследуемых толщ. При изучении строения биогермных массивов сейсмофациальный анализ проводился поэтапно. На первом этапе уточнялись внешние и внутренние границы склонов органогенного образования, распределение в плане основных генетических типов карбонатных отложений. Во временной интервал для кластерного анализа включались отражающие горизонты
подстилающих отложений (ОГш) и облекающих (ОГ11 ) органогенную построй-
П"
ку. Результаты кластерного анализа во временном окне, включающем ОГ и ОГш позволяют выделить по особенностям сейсмической записи типы отложений органогенного массива в целом и спрогнозировать обстановку их формирования. Уверенно трассируются внешняя и внутренняя границы склонов органогенных массивов, демонстрирующие переход от гребневых фаций биогерм-ного массива к зоне формирования склоновых и депрессионных отложений [1, 7,9,37].
Распределение сейсмических фаций на месторождениях им. Архангельского, Сибирском и Шершнёвском во временном интервале, соответствующем верхнедевонско-турнейским отложениям показывает, что своды органогенных массивов подвергались циклическим эрозионно-карстовым процессам. Регрессивно-трансгрессивные движения способствовали выравниванию палеорельефа и заполнению приливно-отливных каналов субширотного простирания продуктами разрушения органогенных построек. Органогенные массивы, к которым приурочены нефтяные месторождения, имеют неоднородное внутреннее, но в общих чертах, схожее строение. Результаты сейсмофациального анализа на площади Сибирского месторождения в интервалах времен, соответствующих
франско-турнейским (Т0П" -230 мс - Т0Ш+30 мс), франско-нижнефаменским
(Тош-Ю0 мс - Т0Ш+30 мс) и верхнедевонско-турнейским отложениям (Т0П -
60 мс - Т0П +20 мс), позволяют сделать вывод о литолого-фациальной унасле-дованности отложений (рис. 6). В своде органогенного массива выделяются следующие зоны: развития биогермных известняков (I), "внутририфовые"
. _______кластерного анализа в окне T4'"-23Gmc е Т^+ЗОмс
г Т/'+ЗОмс
Результаты кластерного анализа в окне Т4"ЧОО мс ё Т4П'+30 мс
Границы рифового массива. - внутренняя ^ - внешняя -граница
сейсмофациальных юн , -зона проявления »сарста
ш
Сейсмофациальныс юны преимущественного распространения
^ I - биогермных известняков I! - биогермко-внутририфово-шлейфоаых известняков
III - внутририфово-лагунньк известняков
IV - склоновых отложений
V * отложений нижней части склона
VI - депрессионных отложений
' > - направления п рил и вно-отлнвньех течений в
Sji f г г г г ibt j межбногермньЕХ впадинах
О -разведочные скважины \, Ь, Т; мс лластопересечения П"
Результаты кластерного анализа "в окне" т ir-60 мс - т II" +20 мс
а) Сейсмофаниальная схема франско-турнейских отложений
б) Сейсмофаниальная схема франско-нижнефаменеких отложений а) Сейсмофацнальная схема всрхнедевонско-турнейских отложений
Рис. 6- Карты сейсмических фаиий органогенного комплекса на площади Сибирского месторождения [1, 47]
шлейфовые отложения органогенно-обломочных известняков (II), отложения "внутририфовой" лагуны (III). Распределение по площади литолого-фациальных зон подтверждается глубинно-скоростными моделями, построенными в процессе глубинной миграции. Например, увеличенные интервальные
скорости между ОГ11" и ОГш на Шершнёвском месторождении совпадают с зонами развития биогермных отложений, где органогенный массив имеет более жесткий каркас.
Методический подход, реализованный при сейсмофациальном анализе данных сейсморазведки 3D и полученные результаты позволили выявить неоднородное строение органогенных массивов, характер латеральной изменчивости отложений, протрассировать границы литолого-фациальных зон в нижнем и верхнем этажах органогенных массивов, оконтурить зоны повышенной трещиноватости [1,9,26,27].
Анизотропия среды заключается в том, что скорости продольных и поперечных волн зависят от направления их распространения. Наиболее интересна, несвойственная самой породе, анизотропия, обусловленная трещиноватостью горных пород. Такая "квазианизотропия" проявляется только для сейсмических волн, длина которых значительно превышает мощности отдельных изотропных пластов или расстояние между трещинами. Для выявления зон трещиноватости особый интерес представлял анализ параметров анизотропии верхнедевонско-турнейских отложений, которые рассматривались как горизонтальные поперечно-изотропные среды, где анизотропия связана с субвертикальной трещиноватостью карбонатных пород.
Оценка азимутальной анизотропии основывалась на анализе скоростей прохождения продольных сейсмических волн и аппроксимации коэффициентов отражения (Рюгер, 1998; Цванкин, 1997). Исходные данные (предварительно обработанный массив сейсмических данных с введенными окончательными статическими поправками) получены по материалам сейсморазведки 3D на Шершневском месторождении [1, 27, 28]. На базе массива данных, включавшего набор азимутов удалений источник-приемник от 0° до 360° были сформированы (модуль SELTR) восемь массивов данных, азимутально-ограниченных по удалениям в секторе ±45° каждый, со сдвигом на 22°, с центральными направлениями: 0°, 22°, 44°, 66°, 90°, 112°, 134°, 156°. Под азимутами понимаются направления источник-приемник (ПП - ПВ), значения которых отсчитываются относительно оси X против часовой стрелки, направление оси X (азимут 0°) совпадает с направлением на восток.
По каждому из восьми массивов данных был выполнен детальный скоростной анализ в комплексе Chrono Vista (CGG), который позволил построить карты разности интервальных скоростей между парами скоростных кубов с взаимно-перпендикулярной ориентировкой в двух исследуемых интервалах временного разреза.
Анализ полученных материалов дает основание заключить, что нет какого-либо преобладающего направления анизотропии скоростей. В северной части площади выделяется зона повышенных значений скоростей субширотного
направления. Выдержанность данного направления преобладающих скоростей и уменьшение величины скорости в меридиональном направлении позволило предположить наличие трещиноватости субширотного простирания в северной части массива. Это предположение подтверждено результатами поляризационного метода вертикального сейсмического профилирования (ПМ ВСП) скв. 79 Шершневского месторождения, расположенной в пределах выявленной зоны. Результаты работ ПМ ВСП позволили установить две основные системы трещиноватости в палеозойском чехле Предуральского краевого прогиба. Нижняя система связана с верхнедевонско-раннекаменноугольным этапом герцинского цикла развития исследуемой территории, а трещиноватость вышележащей толщи - с коллизионным этапом пермского периода. Полученные результаты не совпадают с существующим мнением (Введенская, Спирин, 1974) о единой сквозной трещиноватости горных пород палеозойского чехла в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и других регионах России (Шульц, 1973).
Для выделения низкопористых карбонатных коллекторов используется методика Л.В. Будыко (1991), которая рассматривает волновой сигнал (ВС) в целом и основана на предположении о том, что полная энергия волнового сигнала ВАК при отсутствии в породе трещин и каверн, например, в поровом коллекторе, пропорциональна акустическому импедансу породы
Е ~ 5V ~ 5/ДТ ~ 1/(ДТР )2, (3)
где 5, V, ДТР - плотность породы, скорость и интервальное время пробега продольной волны. В формуле (3) обнаруживается противоречие, так как фигурирует импеданс (SV) для продольных волн, а вычисляется по нему энергия всего волнового сигнала (ВС). Доказано, что при интерпретации динамических параметров ВС необходимо использовать коэффициенты затухания отдельных волн, а не полной энергии, так как энергия определяется не только условиями распространения волн, но и условиями их формирования. Наиболее информативным параметром, характеризующим трещиноватость фаменско-турнейских отложений, является коэффициент затухания поперечных волн.
Другой параметр, определяемый по кинематическим характеристикам волнового акустического каротажа (ВАК) - коэффициент каверновой пористости КП1[. Эта величина - часть общей пористости К„, приходящаяся на каверны или К„ = Кщ + Кпп, где Кпп - часть общей пористости, приходящейся на поры. Возможность определения Кпк связана с различием упруго-механических свойств кавернозных и поровых коллекторов. В связи с этим по комплексу скважинный акустический телевизор (CAT) - нейтронный (ННК-Т) - волновой акустический каротаж разработана методика определения величины Кпк.
Зависимость между удельным электрическим сопротивлением (УЭС) и коэффициентом пористости выражается формулой (Дахнов, 1985)
рп/рв=а/(Кп-Кв)т, (4)
где р„ - удельное сопротивление породы, р„ - удельное сопротивление пластовой воды, К„ - коэффициент пористости, Кв - коэффициент водонасыщенности, а и m - эмпирические константы, последняя из которых характеризует структуру порового пространства породы. Если m имеет значение, близкое к 2, то пустотное пространство - порового (гранулярного) типа, если 1 - трещинного. Это свидетельствует о присутствии трещин в низкопористой породе, упрощающих структуру порового пространства, увеличивающих электрическую проводимость породы и ее проницаемость. По комплексу акустический - гамма-гамма шютностной - нейтронный - нейтронный каротаж (Добрынин, 1988; 1991) определена доля трещинной и кавернозной составляющих в объеме порового пространства сложнопостроенных карбонатных коллекторов.
В результате создана и апробирована методика выделения низкопористых карбонатных коллекторов по комплексу ГИС (ВАК, CAT, радиоактивные методы, электрометрия скважин) (рис. 7). С целью подтверждения эффективности разработанной методики на Шершневском месторождении соискателем выполнена новая модификация метода "каротаж-воздействие-каротаж". Выявлены интервалы низкопористых фаменско-турнейских карбонатных пород (Кп< 5 %), которые рекомендованы для опробования в колонне, проведены потокометри-ческие и гидродинамические исследования, при этом получен приток нефти, что позволило доказать эффективность методики выделения низкопористых проницаемых интервалов карбонатного разреза по комплексу трехмерной сейсморазведки, геофизических и гидродинамических исследований скважин.
Анализ существующих геологических и гидродинамических моделей нефтяных месторождений, петрофизические исследования образцов керна [1, 29], результаты сейсморазведки 3D и метода поляризационного вертикального сейсмического профилирования [1, 9, 26, 37], новая методика выделения сложнопостроенных типов коллекторов по ГИС [1, 4, 9, 19, 21, 37], использование основных принципов комплексной интерпретации геолого-геофизических данных (Никитин, 2004; Чуринова, 2003) дают основание признать, что продуктивные пласты исследуемых месторождений в действительности представлены трещинно-кавернозно-поровыми типами коллекторов. Следовательно, их проницаемость и продуктивность зависят от динамики пластового давления, так как трещинная составляющая такого типа коллекторов испытывает упругие деформации (сжатие и растяжение стенок трещин) [1,4,5,10,15,22].
Другими словами, модель трещинно-кавернозно-порового коллектора можно представить как среду, состоящую из статичной (слабодеформируемой) порово-кавернозной матрицы с низкой проницаемостью, но содержащей основную часть балансовых запасов нефти, и динамичной (деформируемой) трещи-новатостью с высокой начальной проницаемостью, но незначительной долей балансовых запасов нефти. Трещиноватость оказывает определяющее влияние на продуктивность и проницаемость сложнопостроенного коллектора, обеспе-
Рис.7. Выделение низкопористых интервалов разреза по комплексу ГИС (скв. 79, Шерешневское месторождение) [I, 51]
чивая активное дренирование той части матрицы, которая охвачена трещиноватостью.
Соискателем решены вопросы, связанные с деформированностью трещи-новатости сложнопостроенного коллектора и установлены следующие зависимости:
• коэффициента охвата трещиноватостью пласта от динамики пластового давления;
• коэффициента проницаемости от изменения пластового давления;
• коэффициента продуктивности от изменения пластового давления;
• дебита скважин от изменения забойного или пластового давлений (создание модели дифференцированной индикаторной диаграммы).
Основные методические положения, на основе которых автором [5, 10, 15, 18, 22] проведены расчеты и графоаналитическое описание динамических связей охвата трещиноватостью, проницаемости, продуктивности и дебита от изменения пластового давления изложены в работах В. Д. Викторина (1988, 2003), Т.Д. Голф-Рахта (1986), А.Т. Горбунова (1975), Ю.А. Кашникова (2002), Ф.И. Котяхова (1977).
1. Динамическая связь коэффициента охвата пластов Т-Фм трещиноватостью с падением пластового давления описывается уравнением
№
м =_£¡1_
еЗвт(Рвач-Рик) ' V-'/
где Ыт° - коэффициент охвата пласта трещиноватостью при начальном пластовом давлении; р,. - максимальный коэффициент сжимаемости трещин, МПа"1; Рщч> РТек - начальное и текущее пластовое давление, МПа.
2. Коэффициент проницаемости (Кпр) определяется по формуле
К= V- 4.Г о 3|5т<Рш1-Рбок) проб Л-прм^К-пр тр хе , \р)
где Кпр об - общая проницаемость матрицы и трещин, мкм2; Кпр м - проницаемость матрицы; Кпр0тр - начальная минимальная проницаемость трещин.
3. Коэффициент продуктивности вычисляется по формуле
Поб = Пм + П>е3(МРш'-Р6о'), (7)
где т|об - общий коэффициент продуктивности, м3/сутМПа; г|м - коэффициент продуктивности матрицы; г)0^ - начальный минимальный коэффициент продуктивности, обусловленный трещиноватостью; (1, - коэффициент сжимаемости трещин, МПа"1; Р„л, Рбо* - текущее пластовое и минимальное боковое горное давление, МПа.
Минимальные значения коэффициентов проницаемости (К°пр тр) и продуктивности ОУтр), обусловленные трещиноватостью, определяются при пластовом давлении, равном минимальному боковому горному, т.е. когда все трещины сомкнуты и работает только пористая матрица. Практически К°пр тр и определяются через известные максимальные значения Кпр 0б и г|об при начальном пластовом давлении:
К%^ = Кпро6/е3№,-рбо,[>, (8)
П°тр=Поб/е3№ш-рбо,'). (9)
В свою очередь К0пртр, есть не что иное, как проницаемость поровой матрицы
Кпр об К|ф м +Кпр хр,
При Кпртр = 0, получим Кпр о6 = К„р и.
Тогда выражения для определения зависимости общей и трещинной про-ницаемостей от изменения пластового давления имеют вид
Кпроб= Кпрмхе3^рпя~р6<ж), (Ю)
К—Т7- тг _тг _Зрт(Рпл-Рбок) у- _ ir г ЗМРпл-Рбож) II fl 1 \ пртр ^-проб'^-прм л-прмлс ~ *Mip м лпрм1> ij* V11-/
Имея промысловые данные можно определить общий вид зависимостей и каждый параметр в уравнениях (11,12).
3. Дебит нефти находим по формулам
Qo6 = [И* + т1°трхе3^рш,-рб0'>] х [Р„ - Рш5], (12)
Qm = Лм X (Рщ1 " Рзаб)» (13) Qtp = nVe3^-^ х (Рот - Р^), (14)
где Qo6 - общий дебит, м3/сут; QM - дебит матрицы, м3/сут; Q^ - дебит обусловленный трещиноватостью, м3/сут.
Особенностью формул (12-14) является то, что они учитывают деформации и изменения коэффициента продуктивности, происходящие в приза-бойной зоне скважины, что позволяет использовать данные выражения для построения дифференцированных индикаторных диаграмм раздельно для порово-кавернозной матрицы и трещинной составляющих, а также в целом для обеих частей трещинно-кавернозно-порового коллектора.
Индикаторная диаграмма практически недеформируемой закарстованной матрицы представлена прямой линией, а трещинной составляющей имеет вид усеченной параболы, пересекающей ось давлений в двух точках, соответствующих начальному пластовому давлению и минимальному боковому горному давлению. Такой вид индикаторной диаграммы трещинной составляющей обусловлен деформацией сжатия субвертикальных трещин по мере снижения пластового давления. Общая индикаторная диаграмма имеет также параболическую форму, которая переходит в прямую линию после снижения пластового давления ниже минимального бокового горного давления. Это означает, что после снижения пластового давления до минимального бокового горного в тре-щинно-порово-кавернозном коллекторе перестает существовать связующая все ввды пустот трещинная составляющая и фильтрационные свойства пласта определяются фильтрационными свойствами порово-кавернозной матрицы, доля которых в первоначальных фильтрационных свойствах всей трещинно-кавернозно-поровой системы составляет от 6 до 12%.
Основные результаты гидродинамических исследований сводятся к следующему:
• коэффициент охвата пласта трещиноватостью - величина динамичная, меняющаяся при изменении первоначального пластового давления в процессе разработки нефтяных залежей. Этим он отличается от статичного коэффициен-
та песчанистосга (эффективной толщины) порового коллектора, не меняющегося при изменении пластового давления;
• зависимости коэффициента проницаемости, продуктивности и дебита от изменения пластового давления имеют экспоненциальный вид;
• средний коэффициент продуктивности изменяется пропорционально изменению трещинной проницаемости;
• средний дебит нефти, обязанный трещиноватости, изменяется пропорционально изменению коэффициента продуктивности, обусловленного трещи-новатостью;
• сжимаемость трещин под влиянием бокового горного давления является определяющей характеристикой, влияющей на продуктивность скважин. До тех пор, пока пластовое давление превышает боковое горное, принято считать трещину раскрытой;
• после падения пластового давления до минимального бокового горного давления происходит коренная структурная перестройка залежи нефти с разрушением объемной сетки трещин как системы обеспечивающей гидродинамическое единство всех видов пустот трещинно-кавернозно-порового коллектора.
Таким образом, полученные результаты позволяют констатировать, что продуктивная часть фаменско-турнейской залежи нефтяных месторождений представляет генетическое единство трещиноватости, блокового строения и емкостно-фильтрационной неоднородности карбонатных коллекторов, а, следовательно, признать обоснованность третьего защищаемого положения.
ЧЕТВЕРТОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ Геолого-геофизические модели залежей нефти на стадии эксплуатации месторождений, основанные на деформируемости трещинного пространства [1,7,9,17,24,26,28,37] Структурные карты по кровле и подошве пластов Фмм, Т отражают региональный наклон этих поверхностей с запада на восток в сторону Предураль-ского краевого прогиба, позволяющий предположить, что в западной части органогенных построек превалировали процессы растворения и выноса карбонатного материала, переотложение которого происходило в восточной части, этот материал уплотнялся при более высоких геостатистических давлениях, преобладающих на востоке органогенных массивов. Результатом этих процессов явилось то, что западная часть биогермных построек обладает лучшими фильт-рационно-емкостными свойствами, чем восточная [1, 9,17,26].
Автором установлено, что характерным для массивных верхнедевонско-турнейских залежей нефти является наличие на месторождениях-аналогах специфических элементов строения органогенных построек и фаций "рифового гребня", "рифового шлейфа", "приливно-отливных каналов", "проградирующей террасы", "органогенной постройки" (рис. 3).
Использование методики выделения низкопористых карбонатных коллекторов по комплексу трехмерной сейсморазведки, геофизических и гидродинамических исследований скважин позволило построить карты кривизны отражающих горизонтов, толщин зон трещиноватости, кавернозности и охвата тре-щиноватостью, кавернозностью пластов Фим и Т. Установлено, что минимальные значения охвата трещиноватостью пластов Фм^ совпадают с рифовыми гребнями, увеличение трещиноватости происходит на склонах рифовых гребней, составляющих фации "рифового шлейфа" и достигает максимальных значений в фациях "приливно-отливных каналов". В пласте Т минимальные значения охвата трещиноватостью зафиксированы над фаменскими рифовыми гребнями, увеличиваясь на склонах поднятий. Максимальные значения охвата кавернозностью пластов Фмм приурочены к фации "рифового гребня", уменьшаясь на склонах органогенной постройки, достигая минимальных величин в зонах приливно-отливных каналов. Минимальные значения охвата кавернозностью в пласте Т зафиксированы в наиболее приподнятых участках рельефа, соответствующим фации "органогенной постройки" с увеличением кавернозности на склонах поднятий, отвечающих фации "проградирующей террасы" [1, 7, 9, 17,26].
Соискателем доказано, что трещиноватость наиболее интенсивно развита в области перегиба относительно выровненной поверхности сводовой части структуры и ее крутых склонов, а также, в основном, в низкопористой части разреза.
Использование результатов кластерного анализа позволило автору выделить различные фациальные зоны и спрогнозировать фильтрационно-емкостные свойства пород в межскважинном пространстве [1,9,26,37]. Составлена полная параметрическая модель трещиноватости фаменско-турнейских отложений и выполнен подсчет запасов трещинной нефти по месторождениям Пермского Прикамья и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Леккерское месторождение).
Подсчет извлекаемых запасов трещинной нефти во всем трещинно-кавернозно-поровом продуктивном объеме позволил установить, что в карбонатных фаменско-турнейских коллекторах Пермского Прикамья извлекаемые запасы трещинной нефти изменяются от 7 до 28 %, при среднем значении, равном 18 % от суммарных извлекаемых запасов, а в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции доля трещинной нефти в суммарных извлекаемых запасах превосходит соответствующий показатель месторождений Пермского Прикамья в 2,3 раза и составляет в среднем 42%, что свидетельствует о распределении извлекаемых запасов поровой и трещинной нефти в этом регионе близком к пропорциональному. В терригенных коллекторах визейского яруса доля извлекаемых запасов трещинной нефти от суммарных извлекаемых запасов изменяется от 1,4 до 2,8 %, составляя в среднем 2,3 %. Малая величина извлекаемых запасов трещинной нефти в терригенных коллекторах обусловлена специфическими отличиями терригенных коллекторов от карбонатных (Гутман, Чоловский, 2002).
В результате комплексной интерпретации результатов аэрокосмогеологи-ческих исследований, трехмерной сейсморазведки и бурения автором созданы модели фаменско-турнейских отложений нефтяных месторождений, адекватно отражающие еЛовременное состояние (рис. 8, 9) и выданы рекомендации на размещение новых скважин (рис. 10). Специалисты ОАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" приняли рекомендации диссертанта по размещению горизонтальных и вертикальных скважин и их эксплуатацию в условиях развития трещинно-кавернозно-поровых коллекторов, дренируемых на режиме падения пластового давления.
Впервые под руководством автора выполнен геолого-геофизический мониторинг фаменско-турнейской залежи Шершневского месторождения (рис. 11). Сравнение структурных карт параметров, составленных на 1.03.2005 г. и уточненных по результатам бурения 15 скважин (1.10.2005 г.), а также проведение специальных методов ГИС показало, что по пластам Т-Фм нет серьезных изменений. Рассчитаны прогнозные показатели проектных скважин при планируемом пластовом давлении - 15,0 МПа, среднее значение продуктивности с учетом коэффициентов сжимаемости трещин составит соответственно для вертикальных и горизонтальных скважин 0,38 и 1,52 м3/сут-МПа, что в среднем в 3,5 раза ниже, чем при начальном пластовом давлении [1].
Результаты мониторинга показали необходимость принципиально новых подходов к проблеме изучения и описания геологического строения, а также проектирования и разработки фаменско-турнейской залежи на основе трехмерного моделирования сложнопостроенных коллекторов. Выполнен пересчет запасов и составлена технологическая схема разработки на основе модели двойной пористости и проницаемости, впервые осуществленной в программном интегрированном комплексе «FRACA» Beicip-Franlab (IFP). Впервые построена геометрическая модель системы трещиноватости для всей залежи (рис. 12) и выполнен расчет технологических показателей разработки на основе модели двойной пористости и проницаемости [1, 24].
Изменилась технология бурения и промышленного освоения месторождений. Так, на Шершневском месторождении пробурено и введено в эксплуатацию 6 горизонтальных скважин на 01.10.2005 г. По результатам комплексного изучения сложнопостроенных коллекторов проведено изменение проложе-ния стволов скважин с вертикальных на горизонтальные в соответствии с ре-зультата^а*л%дродинамического моделирования (Некрасов, 2005), выполненного в программном комплексе фирмы Petroleum Services ЬТД Pan System (Шотландия).
При выборе направления ствола использованы карты распространения типов коллекторов и анизотропии интервальных скоростей (рис. 10). Направление ствола выбиралось перпендикулярно зоне развития трещинных коллекторов и перпендикулярно простиранию трещиноватости. В результате корректировки проектных решений получен входной дебит по нефти 35 т/сут вместо 30 т/сут (по проекту) при коэффициентах продуктивности, равных соответственно 2,9 и 2,5 т/сут-МПа [1].
рН'
Рис. 8. Месторождение им. Архангельского. Карты кривизны ОГ , охвата тре-щиноватостью и кавернозностью пластов Т+Фмьз, распространения типов коллекторов [1,51]
Условные обозначения;
@ 0 ■ ск&ажины
-внутренняя граница франсло-фаменского рифа
-внешняя граница франско-фаме некого рифа
Тип коллектора:
I."■ -преимущественна гтороеый
| ЗР -каверноэно-поровь1й
I"--1 -преимущественно кавернозный
//у. -зоны развития О/у/ трещина ватости
0-11.6 Н средний деЗит нефти 291лес. -период работы скеажины
Рис. 9. Прогнозная карта коллекторов смешанного типа пластов Т+Фм^ Сибирское месторождение [1,47]
Рис. 10. Карты распространения типов коллекторов (а) и анизотропии интервальных скоростей фаменско-турнейских отложений с проектными скважинами (б) Шершневского месторождения [1,51]
Условный обозначения: . - сквзнснны и • номер с кважнн ы
¿¡г - охват кавериоэностыо пласта, доли ед м - нинот СКВДИЙШ — - отсутствие дгмкых С^З " юна НКТСЮСНМОЙ ТрСШИМэЫТОСТИ
- линии замещения пласта-коллектора
- шкала охвата какрнаэностью, до.тн сд
кэ всркоз но-поровын коллектор
0, - рей?мснд> ечые скважины на лластТ-Фм (У" - горизонтальный ствол
- граница «пасов калийных солей кат. С1 .....■ граница 500-метровой охранной юны
Условные обозначения;
о скв. действующа* на пласт Тя2а о действующа* на «дает Мл о скв. действующая на пласт Бо ск»_ действующая на пласты Бб+Мл
в скд. действующая на пласты Ша+Бб о Скв, действующая на пласт Т-Фм ® скв в освоении под закачку на пласт БО А скв. дснсицощая добывающая, переводимая под закалю' V напларт Т-Фм
о скв. дснст&уюимя на пласт Т-Фм с возвратом на пласт Тл2а 0 о скв, в освоении на пласт Бб, Т-Фм . скв добывающая в освоении, перс водимая под злючку на пласт Ь(з
рО скв. прскииые разведочные добывающие на пласт Бб, т-Фм
до. рнзсзочнъм, лсрсхаи^с №5 дадру*»' из плхш Тл2а*&& ООи с—ф- СКВ. Проектные добывающие, нагнетательные на пласт Бб, Т-Фм, Тл2. сх». проектные нагнетательные из пласт Т-Фм < «пиратом на Тл2а скв. проектные добывающие на пласт №т скв проектные добывающие на пласты Бб+Мл ^ скв проектные добывающие на пласт Т-Фм с возвратом на пласт Тл2а,
скв. проектные нагие^а^КйРЙМЙЯй'Ш*0* X.. скв. проектные нагнетательные на пласты Бб+Мл & скв. проектные, нагнетательные на пласты Тя2а+Бб куст скважин
граница запасов калийных солен категории С1 граница 500-мстровой охранной юны граница запасов калийных солей категории С2
-внешний контур нефтеносности, пласт Бб
— внешний изнтур нефтеносности, пласт т*фн '-•-аэнм\ты направлений максимального
значения дтнна стрелки пропорциональна величине скорости (МХЮм/с-72110м/с)
По состоянию НА 01 09.2005 По состоянию на 01.10.2005
Всего дополнительно пробуренных скважин, вскрывших Т-Фмю 8 Диапазон изменения эф. н/и толщин, м
Проект 1.5-6.0
Факт 0.0-9.1 Среднее
Проект 3,43
Факт 3,38
% расхождение, абс. 1.5
Среднее отклонение ±2
Рис. 1Карты эффективных нефтенасыщенных толщин пластов Т-Фм(.3 Шершневского месторождения (составлено автором по материалам ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ")
Рис. 12. Модель трещиноеатости на уровне трехмерного геологического моделирования с использованием программного обеспечения Ргаса® компании ВЫар-Ргап1аЬ[1,52]
Таким образом, результаты бурения вертикальных и горизонтальных скважин, а также процессы эксплуатации залежей нефти, приуроченных к сложнопостроенным коллекторам, показали обоснованность четвертого защищаемого положения.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящее время на месторождениях Волго-Уральской провинции (им. Архангельского, Гагаринское, Кудрявцевское, Сибирское, Шершневское), а также в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Леккерское месторождение) автором проведена дифференциация пород-коллекторов по их типам и построены модели, учитывающие структуру порового пространства карбонатных пород-коллекторов (Некрасов, 2001-2005).
Подсчет запасов нефти и опытно-промышленное проектирование с использованием моделей, учитывающих струюуру порового пространства карбонатных пород-коллекторов, осуществляется по рекомендациям соискателя на месторождениях им. Архангельского, Кудрявцевском, Озерном, Сибирском и Шершневском. Достоверность модели двойной пористости и проницаемости Шершневского месторождения подтверждена результатами бурения вертикальных и горизонтальных скважин.
По итогам выполненных работ можно сделать следующие выводы:
1. Результаты стратиграфического расчленения, детальной корреляции и литолого-фациального районирования фаменско-турнейских отложений позволили создать номенклатуру пластов и представляют закономерные явления, хорошо объяснимые с позиции условий осадконакопления, истории тектонического развития региона и свидетельствуют о правильности заложенного в основу корреляции критерия — связи коллекторских свойств пластов с поверхностями перерывов осадконакопления.
2. Установлено принципиальное отличие в генезисе турнейских и фамен-ских отложений, обусловленное эвстатическими колебаниями уровня моря. Турнейские отложения являются структурами облекания франско-фаменских органогенных построек и представлены двумя фациями: "органогенная постройка" и "проградирующая терраса", в фаменских отложениях выделяются три фации: "рифового гребня (биогермная)", "рифового шлейфа" и "приливно-отливных каналов (отмелей)".
3. Впервые по результатам стратиграфического расчленения, детальной геолого-геофизической корреляции и литолого-фациального районирования создана комплексная модель фаменско-турнейских карбонатных отложений.
4. Наличие различных фаций и разнонаправленные тектонические напряжения на более поздних этапах литогенеза способствовали появлению разнообразных структурных форм порового пространства. По результатам лабораторного изучения керна верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса выделены 4 типа коллекторов (поровые, порово-кавернозные, порово-трещинные, трещинно-кавернозно-поровые).
5. Создана технология изучения физических и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов с различными типами структуры порового пространства в атмосферных и пластовых условиях, являющаяся основой петрофи-зического обеспечения трехмерной сейсморазведки и геофизических исследо-
ваний скважин, применяемых на нефтяных месторождениях Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций.
6. Методики прогнозирования строения карбонатных коллекторов по сейсмическим данным и выделения их типов по данным ГИС позволили выявить неоднородное строение органогенного массива, установить характер латеральной изменчивости фаменско-турнейских отложений, протрассировать границы литолого-фациальных зон, построить карты типов коллекторов фаменско-турнейских пластов и оконтурить зоны повышенной трещиноватости.
7. Установлено, что геологические и гидродинамические модели поровых коллекторов являются статичными, практически не испытывающими упругих деформаций пласта. Этот принцип статичности заложен в основу методов проектирования и осуществления разработки залежей нефти в коллекторах порово-го типа. Трещинно-кавернозно-поровые коллекторы представляют среду, состоящую из кавернозно-пористой матрицы, разбитой трещинами на разновеликие блоки. При изменении пластового давления кавернозно-пористая матрица (пористые блоки) почти не испытывает упругих деформаций, а ее абсолютная газопроницаемость практически постоянна. Геологические и гидродинамические модели трещинно-кавернозно-поровых коллекторов являются динамичными, испытывающими упругие крупномасштабные деформации пласта. Следовательно, принципиальное отличие трещинно-кавернозно-порового коллектора от порового и кавернозно-порового заключается в том, что поровый и ка-вернозно-поровый коллектор практически не реагируют на изменение пластового давления, а трещинно-кавернозно-поровый коллектор реагирует самым существенным образом.
8. Опыт моделирования трещиноватости на месторождениях им. Архангельского, Сибирском, Шершневском и Леккерском (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) показал, что наиболее удачно трещиноватость карбонатных коллекторов характеризуется следующими видами информации:
• литолого-фациальными схемами и папеопрофилями фаменско-турнейских пластов;
• картами трещинной и кавернозной толщины;
• картами охвата пластов кавернозностью и трещиноватостью;
• сейсмофациальными схемами;
• картами кривизны отражающих горизонтов и анизотропии интервальных скоростей;
• геолого-геофизическими разрезами скважин с выделением типов коллекторов по данным волнового акустического каротажа, скважинного акустического телевизора, радиоактивных методов и электрометрии;
• графиками зависимостей коэффициентов охвата пласта трещиноватостью, коэффициентов проницаемости, продуктивности и дебита скважин от изменения пластового давления;
• картами распределения типов коллекторов по площади месторождения. На основе данной информации составлена полная параметрическая модель трещиноватости продуктивных пластов нефтяных месторождений и выполнен
подсчет запасов трещинной нефти по месторождениям Пермского Прикамья и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Леккерское месторождение).
9. Впервые осуществлен геолого-геофизический мониторинг эксплуатации месторождения и выполнен расчет технологических показателей разработки на основе модели двойной пористости и проницаемости в программном интегрированном комплексе «П1АСА» Веюф-Ргап1аЬ (1РР).
10. Технология создания геологических моделей карбонатных коллекторов актуальна не только для месторождений Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций, но и практически для всех геотектонических регионов России, ближнего и дальнего Зарубежья, в которых основные запасы нефти и газа сосредоточены и разрабатываются в зонах развития трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов.
Список основных работ по теме диссертации Монография
1. Некрасов A.C. Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. Пермь: Перм. ун-т, 2006.422 с.
Статьи в ведущих научных журналах
2. Некрасов A.C. Определение пористости и литологического состава сульфатно-карбонатных пород-коллекторов сакмарского яруса Шумовского месторождения И Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2002. №12. С. 54 - 58.
3. Некрасов A.C., Ракинцева J1.H. Основные причины обводнения эксплуатационных скважин месторождений Среднего Приобья (на примере Восточно-Придорожного месторождения) // Известия вузов. Нефть и газ. 2004. №5. С.87 - 94.
4. Некрасов A.C., Костерина В.А. Методика разделения карбонатных коллекторов смешанного типа по структуре порового пространства (на примере месторождений юга Пермского Прикамья) // Известия вузов. Нефть и газ. 2004. №5. С.110 - 114.
5. Некрасов A.C., Макаловский Г.В. Методика построения модели дифференцированной индикаторной диаграммы сложнопостроенного коллектора фаменско-турнейских отложений Шершневского нефтяного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ,
2005. №5-6. С.11-15.
6. Некрасов A.C. Особенности разработки Сибирского нефтяного месторождения, обусловленные влиянием гидродинамической связи между фаменско - турнейской и бобриковской залежами // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2005. №5-6. С.37 - 42.
7. Некрасов A.C., Матвеева В.П. Пространственная корреляция фаменско-турнейских карбонатных отложений Сибирского месторождения и их ли-толого-фациальное районирование // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2005. №5-6. С.43 - 48.
8. Некрасов A.C. О гидродинамической связи между фаменско-турнейской и бобриковской залежами нефти Уньвинского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ,
2006. №1. С.64 - 75.
9. Некрасов A.C., Козлов В.Г., Князев А.Р., Чудинов Ю.В. Комплексная интерпретация аэрокосмогеологических исследований, сейсморазведки 3D и ГИС с целью создания геолого-параметрической модели турнейско-фаменской залежи Сибирского нефтяного месторождения // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 3-4. С.144 -149.
Ю.Некрасов A.C., Макаповский Г.В. Определение проницаемости и продуктивности карбонатных коллекторов смешанного типа по комплексу волнового акустического каротажа и гидродинамических исследований скважин ( на примере месторождений Соликамской депрессии) // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 3-4. С.212-217.
Авторское свидетельство
П.Путилов И.С., Некрасов A.C. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005610068 от 11.01.2005.
Статьи и материалы международных, всероссийских и региональных конференций
12. Некрасов A.C. Определение пористости и литологического состава верейских отложений по данным ГИС (на примере Павловского и Чернушинской группы месторождений) // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья, Пермь, 1999. С. 124-130.
13. Некрасов A.C. Оценка продуктивности карбонатных коллекторов сложного строения по данным ГИС // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья, Пермь, 1999. С. 131-136.
14. Некрасов A.C. Методика выделения и оценки вторичной пористости карбонатных пород-коллекторов смешанного типа // Сб. науч. тр / ПермНИПИ-нефть, Пермь, 2003. С.17-30.
15. Некрасов A.C. Решение прямой задачи гидродинамики в сложнопо-строенных коллекторах фаменско-турнейских отложений Шершневского нефтяного месторождения // Геология и полезные ископаемые Западного Урала // Перм. ун-т, Пермь, 2006. С.108-110.
16. Некрасов A.C. Выделение карбонатных коллекторов турнейского и фаменского ярусов в Бымско-Кунгурской впадине и изучение возможностей разделения их на типы по структуре порового пространства. Докл. Международной конференции и выставки по геофизическим исследованиям скважин -М.: 8-11 сентября 1998. С. 31-32.
17. Некрасов A.C. Использование результатов литолого-фациального районирования при эксплуатации нефтяных залежей в коллекторах смешанного типа (на примере Сибирского месторождения) // Материалы 1-ой Международной конференции «Нефтеотдача-2003», 19-23 мая 2003. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. С. 48-49.
18. Некрасов A.C., Макаловский Г.В. Исследование зависимости коэффициента проницаемости и продуктивности от изменения пластового давления для регулирования разработки турнейской залежи Сибирского нефтяного месторождения // Материалы 1-ой Международной конференции «Нефтеотдача-2003», 19-23 мая 2003. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. С.27-29.
19. Некрасов A.C., Костерина В.А. Установление высокопроницаемых зон в карбонатных коллекторах юга Пермского Прикамья - важнейший резерв повышения эффективности их разработки (на примере Кудрявцевского место-
рождения). Материалы 1-ой Международной конференции «Нефтеотдача-2003», 19-23 мая 2003. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. С. 26 - 27.
20. Некрасов А.С., Горожанцев C.B. Определение коэффициента нефтена-сыщенности терригенных коллекторов визейского яруса с учетом различного характера их смачиваемости (на примере Дороховского месторождения нефти). Материалы II международной научно-практической конференции «Фундаментальные и прикладные исследования в системе образования» Тамбов: 2004. С. 103 - 105.
21. Некрасов А.С., Костерина В.А. Комплексные исследования карбонатных коллекторов смешанного типа с целью разделения их по структуре порово-го пространства (на примере месторождений юга Пермского Прикамья). Материалы II международной научно-практической конференции «Фундаментальные и прикладные исследования в системе образования». Тамбов: 2004. С. 105 -107.
22. Некрасов А.С. Определение проницаемости и продуктивности карбонатных коллекторов сложного строения по комплексу геофизических и гидродинамических исследований скважин (на примере месторождений Соликамской депрессии). Материалы II международной научно-практической конференции «Фундаментальные и прикладные исследования в системе образования» Тамбов: 2004. С. 100 - 103.
23. Некрасов А.С., Ракинцева Л.Н. Основные причины обводненности терригенных коллекторов Когалымского региона Западной Сибири ( на примере Восточно - Придорожного месторождения) // Перспективы развития геофизических методов в XXI веке / Пермь: Перм. ун-т, 2004. С.114-128.
24. A.A. Shchipanov, A.S. Nekrasov, О. Fonta Modeling of fracturing of limestone petroleum reservoïr using Fraca technology // International Conférence & Exhibition, Saint Petersburg, Russia, 15-18 October 2006.0,5 печ. листа.
25. Некрасов А.С. Определение литологического состава карбонатных пород-коллекторов верейского горизонта по результатам геофизических исследований скважин // Материалы всероссийского совещания «Литология и нефтега-зоносность карбонатных отложений», Сыктывкар: 2001. С. 64-65.
26. Некрасов А.С. Использование результатов сейсморазведки 3D и ГИС для лиголого-фациального районирования турнейско-фаменских карбонатных отложений // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Тез. докл. 5-ой науч.-техн. конф. 23-24 января 2003. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. С. 61-62.
27. Некрасов А.С. Разработка методики комплексной интерпретации геолого-геофизических данных по прогнозу высокопроницаемых карбонатных коллекторов на примере месторождений им. Архангельского и Шершневского // Восьмые геофизические чтения имени В.В. Федынского, 2-4 марта 2006. М.: ЦГЭ. С. 64-65.
28. Некрасов А.С. Методика комплексного изучения карбонатных коллекторов (на примере Шершневского месторождения нефти) // Геофизические исследования скважин: Материалы науч.-техн. конференции, посвященной 100-
летию промысловой геофизики, 1-2 ноября 2006. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. С. 13-15.
29. Некрасов A.C., Серкин М.Ф. Петрофизическое моделирование карбонатных коллекторов Соликамской депрессии // Геофизические исследования скважин: Материалы науч.-техн. конференции, посвященной 100-летию промысловой геофизики, 1-2 ноября 2006. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. С. 12-13.
30. Некрасов A.C., Коровина Т.А. Оценка проницаемости карбонатных коллекторов башкирского яруса по данным ГИС // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Материалы per. науч.-практ. конф. Пермь: Перм. ун-т, 1997. С. 284-285.
31. Некрасов A.C., Фрид C.B. Количественные критерии выделения сложнопостроенных коллекторов в отложениях мела и юры на месторождениях Западной Сибири // Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья: Материалы per. науч.-практ. конф. Пермь: Перм. ун-т, 1998. С. 212-213.
32. Некрасов A.C., Галкин C.B. Методика определения нефтенасыщенно-сти пластов с аномально - высоким удельным сопротивлением в отложениях яснополянского надгоризонта Сибирского месторождения // Геология Западного Урала на пороге XXI века: Материалы per. науч.-практ. конф. Пермь: Перм. ун-т, 1999. С. 233-234.
33. Некрасов A.C. Сравнительная оценка методик определения нефтена-сыщенности коллекторов месторождений Среднего Приобья // Геология Западного Урала на пороге XXI века: Материалы per. науч.- практ. конф. Пермь: Перм. ун-т, 1999. С. 246-247.
34. Некрасов A.C. Методика определения нефтенасыщенности гидрофобных пород-коллекторов // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Материалы per. науч.-практ. конф. Пермь: Перм. ун-т, 2001. С. 211-213.
35. Некрасов A.C. Решение задачи определения пористости и литологиче-ского состава карбонатных пород сакмарского яруса с полиминеральным составом // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Материалы per. науч.-практ. конф. Пермь: Перм. ун-т, 2002. С.170-171.
36. Некрасов A.C. Использование результатов литолого- фациального анализа при эксплуатации нефтяных месторождений Соликамской депрессии (на примере Сибирского месторождения) // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Материалы per. науч.-практ. конф. Пермь: Перм. ун-т, 2003. С. 164-165.
37. Некрасов A.C., Козлов В.Г., Князев А.Р.,Чудинов Ю.В. Комплексное изучение трещиноватости турнейско-фаменских карбонатных пород на месторождениях Соликамской депрессии // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Материалы per. науч.-практ. конф. Пермь: Перм. ун-т, 2004. С. 231232.
Фондовые работы автора
38. Соколова P.A., Гусев В.М., Некрасов A.C. Анализ материалов применяемого комплекса промыслово-геофизических исследований скважин месторождений Пермской области с целью использования для обоснования подсчет-ных параметров: Отчет по теме 32-80. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 1982. 232 с.
39. Гусев В.М., Некрасов A.C., Соколова P.A. Анализ результатов геолого-геофизических исследований скважин месторождений нефти Пермской области для обоснования параметров продуктивных пластов при подсчете запасов: Отчет по теме 34-81. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 1985.198 с.
40.Ваксман С.И., Наговицына О.И., Некрасов A.C. Изучение закономерностей изменения коллекторских свойств терригенных и карбонатных отложений девона Пермского Прикамья: Отчет по теме 2-82. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 1985.215 с.
41. Гусев В.М., Некрасов A.C., Соколова P.A. Анализ результатов геолого-геофизических исследований скважин месторождений нефти Пермской области для обоснования параметров продуктивных пластов при подсчете запасов нефти и газа: Отчет по теме 13-86. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 1990.183 с.
42. Гусев В.М., Некрасов A.C. Анализ результатов геолого-геофизических исследований скважин месторождений нефти Пермской области для обоснования параметров продуктивных пластов при подсчете запасов нефти и газа: Отчет по теме 3-91. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 1996.195 с.
43.Денк С.О., Некрасов A.C. Изучение сложнопостроенных карбонатных коллекторов фаменских отложений с целью разработки интерпретационной модели ГИС: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 1997.35 с.
44. Некрасов A.C., Галкин C.B., Жуланов И.Н. Анализ результатов геолого-геофизических исследований скважин для обоснования параметров при подсчете запасов нефти и газа: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2000.187 с.
45. Некрасов A.C., Гаврилова Т.Е. Анализ результатов геолого-геофизических исследований скважин для обоснования параметров при подсчете запасов нефти и газа: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2000. 224 с.
46. Некрасов A.C., Распопов A.B., Муртазова Е.В. Сопровождение трехмерной геолого-технологической модели Сибирского месторождения: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2001.403 с.
47. Некрасов A.C., Козлов В.Г., Матвеева В.П. Комплексное изучение карбонатных коллекторов смешанного типа: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2002.391 с.
48. Некрасов A.C., Костерина В.А., Ракинцева JI.A. Комплексное исследование сложнопостроенных карбонатных коллекторов с целью уточнения геологических моделей залежей и разработка методик определения подсчетных параметров: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2003.221с.
49. Викторин В.Д., Некрасов A.C., Серкин М.Ф. Создание модели объемной сетки трещин (МОСТ) по Леккерскому месторождению: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ООО « ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», 2003.325 с.
50. Викторин В.Д., Некрасов A.C. Создание модели объемной сетки трещин (МОСТ) по Гагаринскому месторождению: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», 2004. 245 с.
51. Некрасов A.C., Князев P.A., Ваксман С.И. Разработка методики комплексной интерпретации сейсмических геолого-геофизических исследований и акустических измерений для выявления высокопроницаемых трещинных зон в рифовых массивах и дифференцированной оценки сложнопостроенных коллекторов» (на примере им. Архангельского и Шершневского месторождений): Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2005. 504с.
52. Распопов A.B., Щипанов A.A., Некрасов A.C. Построение постоянно действующей геолого-технологической модели Т-Фм залежи Шершневского нефтяного месторождения с учетом трещиноватости коллекторов: Отчет по теме НИР. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2006. 129 с.
Издательство ООО «ПермНИПИнефть»
Подписано в печать 28.11.2006г. Формат 60x84/16. Бумага офсет № 1. Офсетная печать. Печ.л. 3,1. Тираж 120 экз Заказ № 134
Издательство ООО «ПермНИПИнефть». 614066, гЛермь, ул. Советской Армии, 29. Тел. (342) 219-06-90
Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Некрасов, Александр Сергеевич
ВВЕДЕНИЕ
1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ)
1.1. Анализ геологических и гидродинамических моделей
1.1.1. Геологические модели
1.1.2. Гидродинамические модели
1.2. Проблемы разработки фаменско-турнейских залежей
1.3. Особенности исследований эксплуатационных скважин
1.4. Трещиноватость фаменско-турнейских отложений и ее динами- ^ ческие свойства
1.5. Влияние трещиноватости на фильтрационные свойства коллекто- ^ ров
1.5.1. Боковое горное давление
1.5.2. Коэффициент охвата пласта трещиноватостью
1.5.3. Раскрытость трещин
1.5.4. Коэффициент сжимаемости трещин
1.5.5. Трещинная пористость
1.5.6. Поверхностная плотность трещин
1.5.7. Трещинная проницаемость
2. ФАМЕНСКО-ТУРНЕЙСКИЕ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
2.1. Нефтегазоносные ловушки верхнедевонско-турнейского карбо- ^ ^^ натного комплекса
2.2. Пространственная корреляция разрезов верхнедевонско- ^ ^ турнейских отложений и их литолого-фациальное районирование
2.2.1. Принципы корреляции разрезов фаменско-турнейских от- ^ ^ ложений
2.2.2. Стратиграфическое расчленение и детальная корреляция
2.2.3. Литолого-фациальное районирование
3. КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ
3.1. Особенности карбонатных пород-коллекторов с различными ти- ^ пами структуры порового пространства
3.1.1. Литолого-структурные особенности
3.1.2. Фильтрационно-емкостные свойства
3.1.3. Кавернозность
3.1.4. Поровое (пустотное) пространство
3.1.5. Методика изучения физических свойств
3.1.6. Сравнительная характеристика пород порового типа
3.1.7. Анизотропия пород порового типа
3.1.8. Сравнительная характеристика пород порово- ^ кавернозного типа
3.1.9. Сравнительная характеристика пород порово-трещинного
3.1.10. Сравнительная характеристика пород трещинно- ^ ^ кавернозно-порового типа
3.1.11. Объемная плотность
3.1.12. Электрические свойства
3.1.13. Акустические свойства
3.1.14. Емкостные свойства
3.1.15. Фильтрационные свойства пород с различными типами структуры порового пространства
3.1.16. Определение параметров трещиноватости по петрофи-зическим шлифам
3.2. Методика интерпретации сейсмических данных при изучении строения залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллек- 221 торах
3.2.1. Интерпретация при детализации строения месторожде- ^24 ний
3.2.2. Сейсмомоделирование
3.2.3. Методика прогнозирования строения коллекторов слож- ^ ного строения по данным сейсморазведки 3D
3.2.4. Изучение параметров анизотропии среды
3.2.5. Скоростной анализ
3.2.6. Использование поляризационного метода вертикального сейсмического профилирования
3.3. Методика выделения и оценки вторичной пористости коллекторов сложного строения по данным ГИС
3.3.1. Выделение низкопористых коллекторов
3.3.2. Использование данных скважинного акустического телевизора (CAT)
3.3.3. Интерпретация волнового акустического каротажа (ВАК)
3.3.4. Интерпретация данных электрометрии
3.3.5. Новая модификация индикаторного метода с закачкой борсодержащего раствора в скважину
3.3.6. Трещинная и кавернозная составляющие в объеме порового пространства коллекторов
3.3.7. Характер насыщения. Определение коэффициентов неф- ^^ тенасыщения (Кн), положения ВНК
3.4. Зависимость параметров трещиноватости от динамики пластового давления
3.4.1. Различные методики обработки гидродинамических исследований
3.4.2. Результаты потокометрических и гидродинамических ис- ^04 следований скважин (ГДИ)
3.4.3. Влияние динамики пластового давления на параметры трещиноватости
4. ПАРАМЕТРИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ФАМЕНСКО-ТУРНЕЙСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4.1. Месторождение им. Архангельского
4.1.1. Кавернозность
4.1.2. Трещиноватость
4.2. Озерное месторождение
4.3. Сибирское месторождение
4.3.1. Пористость
4.3.2. Кавернозность
4.3.3. Трещиноватость
4.3.4. Емкость трещинного и кавернозного типов коллекторов
4.3.5. Сопоставление результатов ГИС и кластерного анализа
4.4. Уньвинское месторождение
4.5. Шершневское месторождение
4.5.1. Кавернозность
4.5.2. Трещиноватость
4.6. Дифференциация запасов нефти по типам коллекторов
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геофизическое моделирование карбонатных коллекторов нефтяных месторождений"
В настоящее время более 60 % мировой добычи нефти и значительная часть нефти Пермского Прикамья приходится на карбонатные и терригенно-карбонатные трещинно-кавернозно-поровые коллекторы.
Для карбонатных коллекторов интервал изменения проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) необычайно широк и колеблется от 0,15 до 0,50, что объясняется отсутствием технологии геолого-геофизического моделирования сложнопостроенных коллекторов. В результате утверждаются статичные геолого-технологические модели, в которых поровое пространство не дифференцируется на поровую, кавернозную и трещинную составляющие, а при расчете КИН принимается абсолютная проницаемость по газу, которая остается постоянной при любых изменениях (падении или росте первоначального пластового давления). Вышеизложенные причины ведут к несоответствию утвержденных и действительных запасов нефти и газа.
В противоположность таким упрощенным геолого-технологическим моделям на ряде месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (им. Архангельского, Гагаринское, Кудрявцевское, Сибирское, Шершневское) и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Леккерское месторождение) произведена дифференциация пород-коллекторов и составлены модели двойной пористости и проницаемости (Некрасов, 2001-2005).
Внедрение специализированных программных интегрированных комплексов «FRACA» Beicip-Franlab (IFP), Shlumberger Geo-Quest Eclipse, Petroleum Services Ltd Pan System, в практику гидродинамического моделирования и проектирования разработки трещинно-кавернозно-поровых коллекторов (моделей с двойной пористостью и проницаемостью типа Баренблатта-Желтова-Кочиной) затруднено из-за отсутствия технологии геолого-геофизического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов. Поэтому возникла необходимость в комплексной интерпретации сейсмических, геофизических и гидродинамических исследований скважин с целью создания новой технологии изучения сложнопостроенных коллекторов.
Актуальность темы. Разработка теории, методики и технологии геолого-геофизического моделирования сложнопостроенных карбонатных коллекторов позволит перейти от устаревших статичных к современным динамичным геологическим моделям и использовать новые программные средства моделирования, учитывающие динамическую связь продуктивности и проницаемости с пластовым давлением, а также позволит по-новому решать многие проблемы регулирования разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам сложного строения. Разработанные методические приемы по созданию геолого-геофизических моделей трещинно-кавернозно-поровых коллекторов на примере месторождений Пермского Прикамья, актуальны практически для всех геотектонических регионов России и ближнего и дальнего Зарубежья, запасы нефти и газа которых сосредоточены и разрабатываются в зонах развития трещинно-кавернозно-поровых коллекторов.
Объект исследований - фаменско-турнейские, визейские, серпуховские и башкирские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, а также нижне- и верхнедевонские отложения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (республика Коми, Ненецкий автономный округ). Сведения о карбонатных отложениях Белоруссии, Восточного Предкавказья и других регионов мира получены из опубликованных в научной литературе данных.
Цель исследований. Создание технологии геологического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов, основанной на комплексной интерпретации геолого-геофизических данных.
Основные задачи исследований.
1. Геолого-геофизическое моделирование фаменско-турнейских карбонатных отложений с целью получения принципиально новой информации о трещиноватости и кавернозности изучаемых коллекторов.
2. Оценка эффективного объема в карбонатных породах с различными типами структуры порового пространства и создание основы петрофизического обеспечения комплексной интерпретации геолого-геофизических исследований трещинно-кавернозно-поровых коллекторов.
3. Комплексная интерпретация трехмерной сейсморазведки при изучении строения залежей нефти в карбонатных коллекторах и разработка методики выделения этих коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС).
4. Создание и мониторинг модели геологического строения трещинно-кавернозно-поровых коллекторов по результатам интегрированной структурно-литологической интерпретации данных трехмерной сейсморазведки и бурения.
5. Рекомендации на размещение новых эксплуатационных скважин, в том числе с горизонтальными стволами.
Методы исследований.
1. Лабораторные исследования образцов керна (плотности, удельного электрического сопротивления, интервального времени распространения продольных и поперечных волн в атмосферных, пластовых условиях и по ортогональным направлениям, фильтрационно-емкостных свойств - трещинной пористости, проницаемости, поверхностной плотности открытых и эффективных трещин по ортогональным направлениям).
2. Сейсмомоделирование волновых полей, регистрируемых при исследовании нефтяных залежей, приуроченных к коллекторам сложного строения.
3. Аэрокосмогеологические исследования Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций.
4. Геофизические исследования скважин (стандартный комплекс ГИС, волновой акустический каротаж, скважинный акустический телевизор и электромагнитное сканирование стенок скважин).
5. Гидродинамические исследования скважин (методы установившейся и неустановившейся фильтрации).
Научная новизна.
1. Впервые по геолого-геофизическим данным создана комплексная модель фаменско-турнейских карбонатных отложений.
2. Усовершенствована технология изучения физических и фильтрацион-но-емкостных свойств пород-коллекторов с различными типами структуры по-рового пространства в атмосферных и пластовых условиях с целью создания основы петрофизического обеспечения комплексной интерпретации геолого-геофизических исследований трещинно-кавернозно-поровых коллекторов.
3. Разработана методика комплексной интерпретации результатов трехмерной сейсморазведки, геофизических и гидродинамических исследований скважин при изучении карбонатных коллекторов.
4. Установлено, что емкостно-фильтрационная структура коллекторов является не поровой (статичной, слабодеформируемой при изменении пластового давления), а трещинно-кавернозно-поровой (динамичной, деформируемой при изменении первоначального пластового давления). Слабодеформируемая матрица, состоящая из пор и каверн и деформируемая трещинная среда в совокупности не имеют «граничного предела пористости» и поэтому в карбонатном разрезе, выделяются «приточные зоны», которые вдвое больше эффективных толщин, выделенных по ГИС, но имеют меньшую среднюю пористость (1-5%).
5. Впервые предложена полная геолого-геофизическая модель трещино-ватости продуктивных пластов нефтяных месторождений.
6. Создана оригинальная технология геологического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов, основанная на базе комплексной интерпретации геолого-геофизических исследований.
7. Впервые осуществлен геолого-геофизический мониторинг эксплуатации месторождения и выполнен расчет технологических показателей разработки на основе модели двойной пористости и проницаемости в программном интегрированном комплексе «РЯАСА» Вею1р-Ргап1аЬ (1РР).
Основные защищаемые научные положения.
1. Геолого-геофизическая модель фаменско-турнейских карбонатных отложений.
2. Методика петрофизического обеспечения геофизических данных, реализуемая при исследовании карбонатных коллекторов.
3. Комплексная интерпретация данных трехмерной сейсморазведки, геофизических и гидродинамических исследований скважин, позволяющая установить генетическое единство трещиноватости, блокового строения и емкост-но-фильтрационной неоднородности карбонатных коллекторов.
4. Геолого-геофизические модели залежей нефти на стадии эксплуатации месторождений, основанные на деформируемости трещинного пространства.
Обоснованность и достоверность научных выводов и заключений.
1. Обеспечена сравнительным анализом результатов геолого-геофизического моделирования карбонатных коллекторов с данными трехмерного гидродинамического моделирования в программном интегрированном комплексе «FRACA» Beicip-Franlab (IFP), учитывающим динамические свойства трещиноватости (изменение раскрытости и фильтрационных свойств в зависимости от изменения пластового давления).
2. Доказана экспериментальными исследованиями параметров трещиноватости и кавернозности карбонатных коллекторов сложного строения.
3. Подтверждена результатами бурения вертикальных, горизонтальных скважин и процессом разработки залежей нефти, приуроченных к трещинно-кавернозно-поровым типам коллекторов.
Практическая ценность работы.
1. Разработана технология геологического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов с целью перехода от статичных к динамичным геологическим моделям.
2. Сформировано научно-методическое направление в геологии и геофизике, ориентированное на изучение параметров трещиноватости и кавернозности коллекторов с учетом литолого-фациального анализа.
3. Обоснованы принципиально новые возможности и эффективность прогноза фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов, что позволяет по-новому решать проблемы регулирования разработки нефтяных залежей, приуроченных к этим коллекторам.
4. Технология геолого-геофизического моделирования трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов внедрена на предприятиях ОАО «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО «Нарьянмарнефтегаз».
Реализация результатов исследований. Исследования по теме диссертации выполнялись в течение 24 лет: с 1982 по 2006 гг. в ООО «ПермНИПИ-нефть» и Пермском государственном университете.
Результаты исследований реализованы в виде практических рекомендаций в «Регламенте по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 15339.0-047-00), утвержденном Минтопэнерго России № 67 от 10.03.2000 г., отчетах по подсчету запасов нефти и газа им. Архангельского, Кудрявцевского, Сибирского, Шершневского месторождений (2004-2006 гг.), в технологической схеме разработки Шершневского месторождения (2006 г.), а также 15 отчетах тематических научно-исследовательских работ (НИР). Кроме того, материалы и результаты исследований используются в учебном процессе со студентами Пермского государственного университета по специальностям «Геофизика»,
Геология и геохимия горючих ископаемых» при изучении следующих дисциплин:
- Геофизические исследования скважин;
- Петрофизика;
- Современное состояние геофизических исследований скважин;
- Современные проблемы геологии.
Личный вклад автора. Научные результаты диссертационной работы получены при непосредственном участии соискателя в выполнении НИР в качестве ответственного исполнителя и научного руководителя работ в период с 1982 по 2006гг. Автор определял задачи исследований, осуществлял методические разработки и научное руководство, непосредственно участвовал в выполнении экспериментов, анализе и обобщении полученных результатов, создании и апробации технологии геолого-геофизического моделирования сложнопо-строенных карбонатных коллекторов.
Публикации и апробация результатов исследований.
Соискателем опубликовано 66 научных работ, из них 37 посвящены теме диссертации. В число последних входят монография и 7 статей в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК, 28 отчетов НИР, из них 15 - по теме диссертации. На «Программу определения пористости и литологического состава верейских карбонатных отложений по данным ГИС», выдано авторское свидетельство № 2005610068 от 11.01.2005.
Основные результаты исследований неоднократно докладывались на НТС и совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и ОАО «ЛУКОЙЛ» (г. Москва), представлялись на международных, всероссийских и региональных конференциях:
1. «Конференция и Выставка по геофизическим исследованиям скважин», Москва, 1998.
2. Всероссийское совещание «Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений», Сыктывкар, 2001.
3. Научно-практическая конференция «Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений», Бугульма, 2001.
4. Научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2003.
5. Первая Международная конференция «Нефтеотдача-2003», Москва,
2003.
6. Международная конференция «Геофизические и нефтепромысловые методы исследований скважин в комплексе с сейсморазведкой при построении и сопровождении геологических моделей залежей нефти и газа», Москва, 2003.
7. Вторая международная научно-практическая конференция «Фундаментальные и прикладные исследования в системе образования», Тамбов, 2004.
8. Научно-практическая конференция «Восьмые геофизические чтения им. В.В. Федынского», Москва, 2006.
9. EAGE, EAGO, SEC conference and exhibition. S. Peterburg, 2006, Fraca Community Meeting, Rueil-Malmaison, France, 15-18 October 2006.
Ю.Научно-техническая конференция «Геофизические исследования скважин», посвященная 100-летию промысловой геофизики, Москва, 2006.
11. Ежегодные научные конференции геологического факультета Пермского государственного университета «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (1990-2006 гг.).
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Объем диссертации составляет 420 страниц, содержит 175 рисунков и 70 таблиц. Список литературы включает 184 наименования и 15 фондовых работ.
Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Некрасов, Александр Сергеевич
Выводы
1. Характерным для массивных верхнедевонско-турнейских залежей нефти Соликамской депрессии, является выделение на месторождениях - аналогах специфических элементов строения органогенной постройки и фаций: рифового гребня (биогермной), рифового шлейфа, приливно- отливных каналов (приливно- отливная отмель).
2. Установлено, что минимальные значения охвата трещиноватостью пластов Фм,.4 совпадают с рифовыми гребнями, увеличение трещиноватости происходит на склонах рифовых гребней составляющих фации рифового шлейфа и достигает максимальных значений в фациях приливно-отливных каналов. В пласте Т минимальные значения охвата трещиноватостью расположены над фаменскими рифовыми гребнями, увеличиваясь на склонах поднятий. Максимальные значения охвата кавернозностью пластов Фмм приурочены к фации рифового гребня, уменьшаясь на склонах рифа, достигая минимальных величин в зонах приливно-отливных каналов. Минимальные значения охвата кавернозностью в пласте Т зафиксированы в наиболее приподнятых участках рельефа, соответствующим фации органогенной постройки с увеличением ка-вернозности на склонах поднятий, отвечающих фации проградирующей террасы. Выявлено, что трещиноватость наиболее интенсивно развита в области перегиба относительно выравненной поверхности сводовой части структуры и ее крутых склонов. Трещиноватость в основном развита в низкопоровой части разреза.
3. Недеформируемая матрица, состоящая из пор и каверн, и деформируемая трещинная среда в совокупности не имеют «нижнего предела пористости» и поэтому вместо старых эффективных толщин, выделенных по ГИС в карбонатном разрезе, выделяются «приточные зоны», которые вдвое больше эффективных толщин, но имеют меньшую среднюю пористость(1-5%).
4. Трещинные слои содержат самостоятельные балансовые запасы трещинной нефти (от 7 до 42% всех запасов в трещинах и матрице) и дренируют порово- кавернозную матрицу. Основные запасы нефти (80-99 %) содержит по
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящее время на месторождениях Волго-Уральской провинции (им. Архангельского, Гагаринское, Кудрявцевское, Сибирское, Шершневское), а также в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Леккерское месторождение) автором проведена дифференциация пород-коллекторов по их типам и построены модели, учитывающие структуру порового пространства карбонатных пород-коллекторов (Некрасов, 2001-2005).
Подсчет запасов нефти и опытно-промышленное проектирование с использованием моделей, учитывающих структуру порового пространства карбонатных пород-коллекторов, осуществляется по рекомендациям соискателя на месторождениях им. Архангельского, Кудрявцевском, Озерном, Сибирском и Шершневском. Достоверность модели двойной пористости и проницаемости Шершневского месторождения подтверждена результатами бурения вертикальных и горизонтальных скважин.
По итогам выполненных работ можно сделать следующие выводы:
1. Результаты стратиграфического расчленения, детальной корреляции и литолого-фациального районирования фаменско-турнейских отложений позволили создать номенклатуру пластов и представляют закономерные явления, хорошо объяснимые с позиции условий осадконакопления, истории тектонического развития региона и свидетельствуют о правильности заложенного в основу корреляции критерия - связи коллекторских свойств пластов с поверхностями перерывов осадконакопления.
2. Установлено принципиальное отличие в генезисе турнейских и фамен-ских отложений, обусловленное эвстатическими колебаниями уровня моря. Турнейские отложения являются структурами облекания франско-фаменских органогенных построек и представлены двумя фациями: "органогенная постройка" и "проградирующая терраса", в фаменских отложениях выделяются три фации: "рифового гребня (биогермная)", "рифового шлейфа" и "приливно-отливных каналов (отмелей)".
3. Впервые по результатам стратиграфического расчленения, детальной геолого-геофизической корреляции и литолого-фациального районирования создана комплексная модель фаменско-турнейских карбонатных отложений.
4. Наличие различных фаций и разнонаправленные тектонические напряжения на более поздних этапах литогенеза способствовали появлению разнообразных структурных форм порового пространства. По результатам лабораторного изучения керна верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса выделены 4 типа коллекторов (поровые, порово-кавернозные, порово-трещинные, трещинно-кавернозно-поровые).
5. Создана технология изучения физических и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов с различными типами структуры порового пространства в атмосферных и пластовых условиях, являющаяся основой петрофи-зического обеспечения трехмерной сейсморазведки и геофизических исследований скважин, применяемых на нефтяных месторождениях Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций.
6. Методики прогнозирования строения карбонатных коллекторов по сейсмическим данным и выделения их типов по данным ГИС позволили выявить неоднородное строение органогенного массива, установить характер латеральной изменчивости фаменско-турнейских отложений, протрассировать границы литолого-фациальных зон, построить карты типов коллекторов фаменско-турнейских пластов и оконтурить зоны повышенной трещиноватости.
7. Установлено, что геологические и гидродинамические модели поровых коллекторов являются статичными, практически не испытывающими упругих деформаций пласта. Этот принцип статичности заложен в основу методов проектирования и осуществления разработки залежей нефти в коллекторах порово-го типа. Трещинно-кавернозно-поровые коллекторы представляют среду, состоящую из кавернозно-пористой матрицы, разбитой трещинами на разновеликие блоки. При изменении пластового давления кавернозно-пористая матрица (пористые блоки) почти не испытывает упругих деформаций, а ее абсолютная газопроницаемость практически постоянна. Геологические и гидродинамические модели трещинно-кавернозно-поровых коллекторов являются динамичными, испытывающими упругие крупномасштабные деформации пласта. Следовательно, принципиальное отличие трещинно-кавернозно-порового коллектора от порового и кавернозно-порового заключается в том, что поровый и ка-вернозно-поровый коллектор практически не реагируют на изменение пластового давления, а трещинно-кавернозно-поровый коллектор реагирует самым существенным образом.
8. Опыт моделирования трещиноватости на месторождениях им. Архангельского, Сибирском, Шершневском и Леккерском (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) показал, что наиболее удачно трещиноватость карбонатных коллекторов характеризуется следующими видами информации:
• литолого-фациальными схемами и палеопрофилями фаменско-турнейских пластов;
• картами трещинной и кавернозной толщины;
• картами охвата пластов кавернозностью и трещиноватостью;
• сейсмофациальными схемами;
• картами кривизны отражающих горизонтов и анизотропии интервальных скоростей;
• геолого-геофизическими разрезами скважин с выделением типов коллекторов по данным волнового акустического каротажа, скважинного акустического телевизора, радиоактивных методов и электрометрии;
• графиками зависимостей коэффициентов охвата пласта трещиноватостью, коэффициентов проницаемости, продуктивности и дебита скважин от изменения пластового давления;
• картами распределения типов коллекторов по площади месторождения. На основе данной информации составлена полная параметрическая модель трещиноватости продуктивных пластов нефтяных месторождений и выполнен подсчет запасов трещинной нефти по месторождениям Пермского Прикамья и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Леккерское месторождение).
9. Впервые осуществлен геолого-геофизический мониторинг эксплуатации месторождения и выполнен расчет технологических показателей разработки на основе модели двойной пористости и проницаемости в программном интегрированном комплексе «ГЛАСА» Вею1р-Ргап1аЬ (1БР).
10. Технология создания геологических моделей карбонатных коллекторов актуальна не только для месторождений Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций, но и практически для всех геотектонических регионов России, ближнего и дальнего Зарубежья, в которых основные запасы нефти и газа сосредоточены и разрабатываются в зонах развития трещинно-кавернозно-поровых типов коллекторов.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Некрасов, Александр Сергеевич, Пермь
1. Абросимова О.И., Запивалов Н.П., Рыжкова C.B. Формирование коллекторов в палеозойских карбонатных отложениях Малоичского месторождения нефти //Геология нефти и газа, M - 1990. - № 9-10. С. 43-50.
2. Аксенов A.A., Королюк И.П., Гогоненков Г.Н. и др. Нефтега-зоносность ловушек органогенного типа. М.: Изд-во Академии горных наук, 1994.233 с.
3. Амикс Д. Ж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. 572 с.
4. Антонов Ю.В. Разделение сложных аномалий силы тяжести.- Воронеж: Изд-во ВГУ, 1985.- 212 с.
5. Атласман Ю.Е. Морфология древних рифовых массивов Пермского Приуралья и особенности их нефтеносности // Геология нефти и газа. М, 2001. №6. С. 31-35.
6. Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1975. 191 с.
7. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Урало-Поволжья. М.: Недра, 1965. 203 с.
8. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М.: Недра, 1982.281 с.
9. Багринцева К.И. Основные факторы, определяющие формирование и сохранение высокоемких коллекторов в карбонатных формациях // Эволюция карбонатного накопления в истории Земли. М.: Наука, 1988. С.199-222.
10. Баренблатт Г.И. Математическая теория равновесных трещин, образующихся при хрупком разрушении // Прикладная математика и техническая физика, 1961. №4. С. 3-57.
11. Баренблатт Г.И., ЕнтовВ.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 216 с.
12. Барков С.Л. Условия формирования и геолого-промысловые модели неоднородных коллекторов нефти и газа Среднего Приобья. М, 1999. 111 с.
13. Басин Я.Н., Новгородцев В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным. М.: Недра, 1987. 158 с.
14. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимова В.М. Подземная гидромеханика. М.:Недра, 1993. 253 с.
15. Бат М. Спектральный анализ в геофизике. Пер. с англ. В.Н. Лиси-цина, В.М. Кузнецова/ Под ред. О. А. Потапова. М.: Недра, 1980. 535 с.
16. Белозерова Г.Е. Методика оценки первичных условий осадконако-пления и их значение для формирования коллекторов в карбонатных породах //Особенности строения и формирования сложных коллекторов: Сб. науч. тр. ВНИГНИ. М., 1982. Вып.239. С. 22-37.
17. Беляева Н.В., Корзун A.JL, Петрова JI.B. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы. С-Петербург: Наука, 1998. 154 с.
18. Биссел Г.Д., Чилингар Д.В. Классификация осадочных карбонатных пород (генезис, распространение, классификация) /Сер.Науки о Земле. М.: Мир, 1970. С. 87-164.
19. Богословский В.А., Ильина Е.Б., Кроткова О.Т. и др. Геофизические исследования при интерпретации космических снимков на Курском полигоне/Изв. вузов. Сер. Геология и разведка, 1978. № 10. С. 135-140.
20. Бочко P.A. Типы микропустотности в породах-коллекторах карбонатного состава //Фундаментальные проблемы нефти и газа: Докл. Всероссийской научной конференции. М., 1996. Т.4. С. 155-175.
21. Будыко JI.B. Методическое пособие по интерпретации диаграмм полной энергии упругих волн. Душанбе, 1991. 32 с.
22. Будыко JI. В., Спивак В. Б., Щербаков Ю. Д. Изучение разрезов скважин по материалам регистрации динамических параметров упругих волн. М.: ВИЭМС, 1979.33 с.
23. Быков В.Н. Нефтегазовое карстоведение. Пермь: Изд-во Перм. унта, 2002. 351 с.
24. Василечко В. П., Гнатюк Р. А., Николаенко Н. А. Оценка нижних границ коллекторов Долинского нефтепромыслового района. // Нефтяная и газовая промышленность, 1969. Вып. 2. С. 30-32.
25. Введенская Н.В., Спирин JI.H. Структурные элементы планетарно-тектонической трещиноватости и их роль в прогнозировании геологического строения Волго-Уральской области//Пермь, Тр. ППИ, 1974. №147. С. 186-190.
26. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988. 148 с.
27. Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. 202с.
28. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. М.: Недра, 1985. 196 с.
29. Воскресенский Ю.Н. Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов. М.: Недра, 2001. 69с
30. Галкин В.И., Галкин C.B., Растягаев A.B. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур. Екатеринбург: УроРАН, 2001.300 с.
31. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. М.: Недра, 1982. 311 с.
32. Гмид Л. П., Леви С. Ш. Атлас карбонатных пород-коллекторов.//Тр. ВНИГРИ//Л.: Недра, 1972 Вып. 313. 176 с.
33. Гогоненков Г.Н. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой.- М.: Недра, 1987. 212 с.
34. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. М.: Недра, 1986. 144 с.
35. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с.
36. Гольдин C.B. Введение в геометрическую сейсмику,- Новосибирск.: Изд-во Новосибирского Университета, 2005. 264 с.
37. Гороян В.И., Рабиц Э.Г., Белов Ю.А., Савинский В.К. Опыт изучения микронеоднородности породы-коллектора по проницаемости //Методы исследования пород-коллекторов нефти и газа и аппаратура для этих целей. М.: Тр. ВНИГНИ, 1974. Вып. 10. С.65-68.
38. Грачевский М.М., Берлин Ю.М. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа. М.: Недра, 1969. 294 с.
39. Гудков Е.П., Распопов A.B., Михеева Т.П. Влияние разрывных тектонических нарушений на работу скважин Гежского нефтяного месторождения// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. №1. С. 34-37.
40. Гуревич Г.И. К вопросу о механизме разделения пластов горных пород на блоки// М., Изв. АН СССР Сер. геофиз., 1954. №5. С. 411-416.
41. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1985. 223 с.
42. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1985. 268 с.
43. Денк С. О. Системные представления о нефтегазогеологическом моделировании и проблемах извлечения углеводородного сырья. Пермь: Электронные издательские системы, 2003. 310 с.
44. Денк С. О. Проблемы трещиноватости продуктивных объектов. Пермь, 2004. 385 с.
45. Джавадов Д.М., Керская Г.М., Алиев М.Б. К вопросу о методике изучения трещинных коллекторов нефти и газа//Состояние и перспективы изучения коллекторов нефти и газа (IV всесоюзное совещание по коллекторам нефти и газа). М., 1971. С.82-86.
46. Дзебань И.П. Акустический метод выделения коллекторов с втор-ричной пористостью. М.: Недра, 1981. 304 с.
47. Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. 239 с.
48. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофи-зика: Учебн.для вузов. М.: Недра, 1991. 368 с.
49. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. 86 с.
50. Дорофеева Т. В. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещиноватых коллекторов нефти и газа.- JL: Недра, 1986. 224 с.
51. Дистанционные методы изучения тектонической трещиноватости пород нефтегазоносных территорий. Амурский Г. И., Абрамёнок Г. А., Бондарева М. С. и др. М.: Недра, 1988. 164 с.
52. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984.215 с.
53. Душутин А.К., Лухминский Б.Е. Применение кроссдипольного акустического каротажа//НТВ «Каротажник» Тверь, 2001. Вып. 33. С. 127-128.
54. Желтов Ю. П., Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975.321 с.
55. Жемчугова В.А. Природные резервуары в карбонатных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна М.: Изд-во Московского государственного университета, 2002. 243 с.
56. Жуланов И. Н., Воеводкин В. JL, Матяшов С. В. О некоторой закономерности размещения зон трещиноватости в карбонатных разрезах севера Пермской области/УГеофизический вестник, ЕАГО, 2004. №5. С. 15-19.
57. Журик И.В. Исследование динамической трещиноватости терри-генных коллекторов и ее влияние на эффективность разработки нефтяных залежей при водонапорном режиме // Грозный: Труды СевкавНИПИнефть. 1980. Вып. 12. С. 301-306.
58. Звягин Г.А. Применение метода индикаторов для изучения строения нефтяных залежей и контроля за их разработкой// Пермь: Труды ПермНИПИнефть. Вып. 12, 1975. С. 34-37.
59. Зубков М.Ю., Бондаренко П.М. Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирова-ния//Геология нефти и газа, 1999. № 11-12. С.31-39.
60. Евдокимова В. А., Кочина И. Н. Сборник задач по подземной гидравлике. М.: Недра, 1979.232 с.
61. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. Добрынина В.М. М. Недра, 1988. 476с.
62. Ископаемые органогенные постройки, рифы, методы их изучения и нефтегазоносность. Королюк И.К., Михайлова М.В., Равикович А.И./М.: Недра, 1975.234 с.
63. Исследование и оценка карбонатных коллекторов сложного строе-ния/К.И. Багринцева, Г.Е. Белозерова, Б.Ю. Вендельштейн, И.В. Шершу-ков//Обзор и рекомендации.М.: ЦП НТГО, 1985. 76 с.
64. Кантрович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А.А. и др. ЗападноСибирский бассейн //Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Новосибирск, 1994. Вып. 2.201 с.
65. Кац Я.Г., Полетаев А.И., Румянцева Э.Ф. Основы линеаментной тектоники. М.: Недра, 1986. 140 с.
66. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1981. 254 с.
67. Клещев К.А. Геодинамика нефтегазоносных бассейнов. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. 50 с.
68. Клещев К.А., ПетровА.И., Шеин B.C. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа. М.: Недра, 1995. 280 с.
69. Кобранова В.Н. Петрофизика: Учебник для вузов. Изд. 2-е перераб. и доп. М.: Недра, 1986. 392 с.
70. Королюк И.К., Михайлова М.В. Ископаемые органогенные постройки, рифы, методы их изучения и нефтегазоносность. М.: Недра, 1975. 235с
71. Королюк И. К., Михайлова М. В. Терминология, критерии выделения, классификация и методы изучения рифогенных отложений //Литология и полезные ископаемые. М., 1977. №2. С. 24-35.
72. Корягин В.В. Геосейсмические модели и волновые поля.- Изд-во Самарского научного центра Российской Академии наук, 2000. 312с.
73. Котяхов Ф.И. Об определении коэффициента трещиноватости пород по кривым восстановления давления в скважинах//Геология нефти и газа. М, 1962. №12. С. 18-20.
74. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. 186 с.
75. Кринари А.И. Коллекторы нефти./Известия Казанского филиала АН СССР//Серия геолог. Вып.6: Нефтеносность девона востока Татарии. М.: Гиз-легпром: 1963. T.IIL С. 118-124.
76. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теория упругости. М.: Наука. Сер. Теоретическая физика. М., 1987. 238 с.
77. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. 324 с.
78. Лидер М.Р. Седиментология. М.: Мир, 1986. 440 с.
79. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980. 213 с.
80. Макаров В.И., Стрельников С.И. Некоторые общие вопросы методики и результаты изучения линеаментов и кольцевых образований территории СССР//Исследование Земли из космоса, 1982, №2. С. 60-69.
81. Максимова C.B. Водоросли-породообразователи и водорослевые фации. Сб. «Среда и жизнь в геологическом прошлом. Палеобиоценозы и условия осадконакопления»//Труды Института геологии и геофизики СО АН СССР. Новосибирск: «Наука», 1977. Вып. 360. С. 70-79.
82. Максимова C.B. Турнейское осадкообразование в восточной части Русской платформы //Литология и полезные ископаемые. М., 1977. №2. С. 1534.
83. Максимова C.B., Розоиова Е.Д. Фации, стратиграфия и мощности карбонатных отложений Дз-Cj по данным бурения Березниковских скважин (Пермская область)//Бюллетень МОИП, 1981, Т.56. Вып. 1. С. 73-81.
84. Маловичко А.К., Костицын В.И. Гравиразведка: Учеб. для вузов.-М.: Недра, 1992. 352 с.
85. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией Петерсилье В.П., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г.- Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика» 2003. 254с.
86. Митрофанов В.П. Особенности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов Соликамской депрессии. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2002. 116с.
87. Митрофанов В.П., Злобин A.A., Бейзман В.Б. О кавернозности карбонатных продуктивных.-Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2002. С.37-43.
88. Михайлов А.Е., Шершуков В.В., Успенский Е.П. и др. Лабораторные работы по структурной геологии, геокартированию и дистанционным методам. М., Недра, 1988. 218 с.
89. Мушин И.А., Бродов Л.Ю., Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И. Структурно формационная интерпретация сейсмических данных. М.: Недра, 1990. 299 с.
90. Назаров А.Ю. Влияние величины пластового давления на фильтрационные параметры пласта и показатели разработки нефтяной залежи. М.: ВНИИнефть, 1994. С. 25-30.
91. Наказная Л.Г. Фильтрация нефти и газа в трещиноватых коллекторах. М.: Недра, 1972. 146 с.
92. Нанников Б.А., Ткаченко А.И., Тугалукова A.B. Методика раздельного определения емкости каверн и пор // Вопросы геологии и нефтегазоносно-сти Нижнего Поволжья. Саратов: Труды ВНИИНГП Вып. 55. 1998. С. 109-114.
93. Некрасов A.C. Определение пористости и литологического сульфатно-карбонатных пород-коллекторов сакмарского яруса Шумовского место-рождения//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2002. №12. С. 54 -58.
94. Некрасов A.C. Оценка продуктивности карбонатных коллекторов сложного строения по данным ГИС//Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Пермь, 1999.С. 317-319.
95. Некрасов A.C. Методика выделения и оценки вторичной пористости карбонатных пород-коллекторов смешанного типа. Сб. науч. тр./ПермНИПИнефть. Пермь, 2003. С. 17-30.
96. Некрасов A.C., Костерина В.А. Методика разделения карбонатных коллекторов смешанного типа по структуре порового пространства (на примере месторождений юга Пермского Прикамья) // Известия вузов. Нефть и газ. 2004. №5. С.110-114.
97. Некрасов A.C., Ракинцева J1.H. Основные причины обводнения эксплуатационных скважин месторождений Среднего Приобья (на примере Восточно-Придорожного месторождения) // Известия вузов. Нефть и газ, 2004. №5. С. 87-94
98. Некрасов A.C., Путилов И.С. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005610068 от 11.01.2005.
99. Некрасов A.C., О гидродинамической связи между фаменско-турнейской и бобриковской залежами нефти Уньвинского месторождения/Теология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2006. №1. С. 64-75.
100. Никитин A.A., Хмелевской В.К. Комплексирование геофизических методов: Учебник для вузов. Тверь: ООО «ГЕРС», 2004. 294 с.
101. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Недра, 1984. 176 с.
102. Новоселицкий В.М., Проворов В.М., Шилова A.A. Физические свойства пород осадочного чехла севера У рало-Поволжья. Свердловск: УНЦ АН СССР, 1985. 132 с.
103. Особенности строения карбонатных коллекторов и методика оценки в них запасов нефти и газа/В .И. Кучеренко, И.М. Самусенко, В.Э. Киршбаум и др.//Тем. НТО: Сер.Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. 28 с.
104. Пейтон И. Сейсмическая стратиграфия. М.: Мир, 1982. Т.1-2, 848 с.
105. Писецкий В.Б., Федоров Ю.Н., Динамико-флюидный метод прогноза и анализа месторождений нефти и газа по сейсмическим данным//Тез. докл. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 1998.С. 150-164.
106. Писецкий В.Б. Механизм разрушения осадочных отложений и эффекты трения в дискретных средах // Горный журнал. Изв. вузов. Екатеринбург, 2005. №1.С.48-65.
107. Писецкий В.Б., Крылатков С.М. О коэффициенте Пуассона нефтяных коллекторов с дискретной структурой//Горный журнал. Екатеринбург: Изв. вузов, 2005.№1.С.115-121.
108. Потапов В.П. Методика раздельного измерения объёма открытых пор и каверн пористо-кавернозных пород // М.: Науч. труды ВНИГНИ. 1982. Вып.239. С. 137-144.
109. Распопов A.B., Чистов A.C., Поплаухина Т.Б. Трехмерное математическое моделирование Гежского нефтяного месторождения/Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. №10. С. 34-36.
110. Рац М.В., Чернышев С.Н. Трещиноватость и свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1970. 164 с.
111. Рединг X. Обстановки осадконакопления и фации. М.: Мир, 1990.382 с.
112. Ржевский В.В., Новик Г.Я. Основы физики горных пород. М.: Недра, 1984. 118 с.
113. Розанцев Е.С., Умрихин А.Н. Проходка шахтных стволов в условиях противовыбросовых пластов. М.: Недра, 1973. 124 с.
114. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пласта. М.: Недра, 1969. 213с.
115. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966.316 с.
116. Садовский М.А. О естественной кусковатости горных по-род//Доклады АН СССР, 1979. Т.247. №4. С.829-841.
117. Садовский М.А., Болховитинов Л.Г., Писаренко В.Ф. Деформирование геофизической среды и сейсмический процесс. М.: Наука, 1987. 210 с.
118. Сараева С.Д. Строение порового пространства пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами/УОсобенности строения и формирования сложных коллекторов//М.: Труды ВНИГНИ. 1982. Вып. 239. С. 63-71.
119. Серкеров С.А. Гравиразведка и магниторазведка в нефтегазовом деле: Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. 512 с.
120. Слепак З.М. Гравиразведка в нефтяной геологии. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2005. 224с.
121. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1987. 95 с.
122. Смехов Е.И. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1974. 200 с.
123. Смехов Е. М., Гмид Л. П. Методическое пособие по изучению тре-щиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа. // Л. Труды /ВНИГРИ. 1976. Вып. 201. 162 с.
124. Соколовский Э.В., Макаренко A.M. Гидродинамические исследования глубоких высокопродуктивных скважин и трещиноватых пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. №10. С. 25-29.
125. Сургучев М.Л., Калганов В.И., Гавура A.B., Михневич В.Г. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. 135 с.
126. Такранов P.A. Геологические основы прогноза трещиноватости угленосных отложений платформенного типа (на примере Иркутского бассейна. М: ОНТИ ВИЕМС, 1990. 45 с.
127. Теодорович Г.И. Литология карбонатных пород палеозоя Урало-Волжской области. М.: Изд-во АН СССР, 1950. 316 с.
128. Требин Ф.А., Щербаков Г.В., Яковлев В.П. Гидромеханические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1965. 126 с.
129. Троепольский В.И. Методические разработки по изучению коллек-торских свойств пород. Казань, 1981.48 с.
130. Тульбович Б.И. Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов. М.: Недра, 1990. 186 с.
131. Фадеев А.Б. Прочность и деформируемость горных пород, М.: Недра, 1979. 254с.
132. Фарманова Н.В., Костерина В.А. Разделение сложнопостроенных коллекторов месторождения Тенгиз по структуре порового пространст-ва//Геология нефти и газа. М., 1991, № 5. С. 16-19.
133. Физические свойства минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах. Справочник /Под ред. Воларовича М.П. М.: Наука, 1988.255 с.
134. Филлипов В.П. Применение индикаторного метода по радону для изучения нефтенасыщенных пористых сред. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. 272 с.
135. Хаин В. Е. Основные проблемы современной геологии (геология на пороге 21 века. М.: Наука, 1994. 190 с.
136. Хворова И.В. Атлас карбонатных пород среднего и верхнего карбона Русской платформы. М.:Изд-во АН СССР, 1958. 228 с.
137. Христианович С.А. Механика сплошной среды. М.: Наука, 1981.483 с.
138. Чалко П.Б., Мартинцив О.Ф., Пахольчук A.A. Карбонатные коллекторы нефтяных залежей Припятского прогиба. Минск, «Наука и техника», 1986. 178 с.
139. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.213 с.
140. Чени Р.Ф. Статистические методы в геологии. М.: Мир, 1986. 186 с.
141. Черницкий A.B. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в трещиноватых карбонатных коллекторах. М.: ОАО РМНТК «Нефтеотдача», 2002. 254 с.
142. Чернышев С.Н. Трещиноватость горных пород. М.; Недра, 1984.216 с.
143. Шагиев Р. Г. Исследование скважин по KB Д.- М.: Наука, 1998. 316с
144. Шихов С.А. Исследование Камско-Кинельской системы прогибов геофизическими методами в северной части Волго-Уральского бассейна в связи с поисками нефтегазоносных структур: Автореф. дис. д-ра геол.- мин. наук.-Пермь, 1974.43 с.
145. Шнурман Г.А. Закрытая пористость горных пород, способы ее выявления и количественной оценки // Геология нефти и газа. 1989. №7. С. 25-28.
146. Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. М.:Недра, 1988. 198 с.
147. Шульц С. С. Планетарная трещиноватость (основные положения). В кн.: «Планетарная трещиноватость». Л.: Изд-во. ЛГУ, 1973. С. 5-37.
148. Alford R.M., 1986, Shear data in the presence of azimuthal anisotropy: Dilley Texas. SEG Expanded Abstract.
149. Cinco-ley H., Samaniego F. Transieut pressure analysis for fractured wells. JPT. 1981. Sept.
150. Foster G. A., Wong D. W., Asgarpour S. The use of pressure build-up data in pressure transient testing. JCPT. 1989. Vol. 28, № 6.
151. Ershaghi I., Woodbury J. J. Examples of pitfalls in well test analysis. JPT. 1985. Vol. 37, №2, Febr.
152. Buerlee J.D.,The mechanics of stick-slip. Tectonophysics, 1970, v.9,№5
153. Buerlee J.D., Friction of rocks. Pure Appl. Geophys, 1978, pp. 615-626.
154. Brownscombe E.R. How to derive permability, fracture length by analysis with the sguare root of time plot. OGJ. 1982. Aug.,2.
155. Enru Liu, Sonja Maultzsch, MarkCharman, 2003, Frequency-dependent seismic anisotropy and its implication for estimating fracture size in low porosity reservoirs: The Leading Edge.
156. Ershaghi I., Woodbury J.J. Examples of pitfalls in well test analysis. JPT. 1985.Vol.37, №2, Febr.
157. Griffith A. The phenomena of rupture and flow in solids. Phil. Trans. Rou/ Soc.,221, Ser.A. 1921.
158. Levorsen A.I. Geology of Petroleum. W.H. Freeman and company, San Francisco and London, second edition. 1967.
159. Murray G.H. Quantitative fracture study, Sansh Pool. Fracture- controlled production, AAPG Reprint Series 21. 1977.
160. Pirson, S.I. Performance of Fractured Oil Reservoirs. Bull/ Arm. Assoc. Petrol. Geol.37, 1953.p.232-244.
161. Pisetski V.B. Dislocational Rock Mechnics as a Basis for Seismic Methods in the Search for Hydrocarbons. Revue de I'lnstitut Francais du Petrole, Paris,Vol. 50:3, pp.35.
162. Ramsay J.G. Folding and Fracturing of Rocks. New York, McGrawHill, 1967 568 pp.
163. Raghavan R., Clark К. K. Vertical permeability from limited entry flow testes in thick formations SPEJ. 1975. Vol. is №1 Febr.
164. Turcotte D.L., Shubert G., Geodinamics / Jon Wileu Sons, New York, pp 321.1. Фондовые работы
165. Анализ результатов геолого-геофизических исследований скважин для обоснования параметров при подсчете запасов нефти и газа. Отчет по теме НИР. Некрасов A.C., Галкин C.B., Жуланов И.Н.- Фонды ПермНИПИнефть, Пермь, 2000. 187 с.
166. Анализ результатов геолого-геофизических исследований скважин для обоснования параметров при подсчете запасов нефти и газа. Отчет по теме НИР. Некрасов A.C., Гаврилова Т.Е. Фонды ПермНИПИнефть, Пермь, 2000. 224 с.
167. Изучение закономерностей изменения коллекторских свойств тер-ригенных и карбонатных отложений девона Пермского Прикамья. Отчет по теме 2-82. Ваксман С.И., Наговицина О.И., Некрасов A.C. Фонды ПермНИПИнефть, Пермь, 1985. 215 с.
168. Изучение сложнопостроенных карбонатных коллекторов фамен-ских отложений с целью разработки интерпретационной модели ГИС. Отчет по теме НИР. Денк С.О., Некрасов A.C.- Фонды ПермНИПИнефть, Пермь, 1997. 35 с.
169. Комплексное изучение карбонатных коллекторов смешанного типа». Отчет по теме НИР. Некрасов A.C., Козлов В.Г., Матвеева В.П.- фонды ПермНИПИнефть, Пермь, 2002. 391 с.
170. Создание модели объемной сетки трещин (МОСТ) по Гагаринско-му месторождению. Отчет по теме НИР. Викторин В.Д., Некрасов A.C. Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Пермь, 2004. 245 с.
171. Создание модели объемной сетки трещин (МОСТ) по Леккерскому месторождению. Отчет по теме НИР. Викторин В.Д., Некрасов A.C., Серкин М.Ф.- Фонды ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Пермь, 2003. 325 с.
172. Сопровождение трехмерной геолого-технологической модели Сибирского месторождения. Отчет по теме НИР. Некрасов A.C., Распопов A.B., Муртазова Е.В.- Фонды ПермНИПИнефть, Пермь, 2001. 403 с.
-
Некрасов, Александр Сергеевич
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Пермь, 2006
-
ВАК 25.00.10
- Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов для оптимизации процесса разработки нефтяных залежей
- Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах на основе гидродинамического моделирования
- Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах
- Петрофизическое моделирование сложных карбонатных низкопоровых коллекторов по данным ГИС
- Трехмерное геологическое моделирование сложнопостроенных уникальных длительно разрабатываемых месторождений УВС
