Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Гранитоидные коллекторы нефти и газа

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Гранитоидные коллекторы нефти и газа"

На правахрукописи

Кошляк Владислав Алехсандровнч

ГРАНИТОИДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

Специальность 25.00.12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Уфа - 2004 г.

Работа выполнена в ОАО НПФ «Геофизика»

Официальные оппоненты - Доктор геолого - минералогических наук,

Профессор, член корреспондент РАЕН Золоева Галина Михаловна.

Ведущая организация - « ТатНИПИнефть»

Защита состоит 21 мая 2004 в 14 ч. на заседании диссертационного совета Д.520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма «Геофизика» по адресу: Республика Башкортостан450005, г. Уфа. Ул. 8-е марта, 12.

С монографией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Доктор геолого- минералогических наук, Яценко Григорий Григорьевич.

Доктор геолого- минералогических наук, профессор, академик РАЕН, Токарев Михаил Андреевич.

Автореферат разослан «19» апреля 2004

Учёный секретарь диссертационного совета, доктор химических наук, старший научный сотрудник

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Месторождения нефти и газа в породах фундамента открыты практически во-всех нефтегазоносных провинциях мира: Они связаны как с кристаллическими осадочными и метаморфическими породами, так и с магматическими и эффузивными породами, либо с корами выветривания. Однако, несмотря на большое число открытых месторождений в породах фундамента, целенаправленные поиски залежей нефти и газа в нём ведутся слабо. Особенно это характерно для магматических пород, углеводородный потенциал которых, как показывают исследования последних лет, довольно высок, а наличие коллекторов в них является больше правилом, чем исключением. Причины такого отношения к изучению пород фундамента, и, особенно,- магматических породах, наиболее полно были сформулированы акад.В.Б.Порфирьевым:

Во-первых, для магматических пород, в которых коллекторы характеризуются очень сложной структурой пустотного пространства, отличающейся от трещиноватых карбонатных коллекторов, не определена природа образования ёмкости и время ее образования, особенности развития и локализации коллекторов по разрезу и площади.

Во-вторых, нет достаточно обоснованных способов и методических решений для поисков в магматических породах геофизическими методами физических полей, которые бы отображали реальные зоны или участки развития трещиноватости (пустотности), благоприятные для аккумуляции углеводородов.

В-третьих, не разработаны (или практически не разработаны) методы изучения магматических пород и методики интерпретации данных ГИС для достоверного выделения в магматических породах зон развития коллекторов, оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), характера насыщения.

В четвертых, недостаточно изучены способы вскрытия и освоения скважины на приток, а также - применения различных методов интенсификации (соленокислотные обработки, ПГД, ГРП и т.п.), особенно, на больших глубинах, в зонах, выделяемых по ГИС, бурению, керну как коллекторы нефти. Кроме того, не разработан целый ряд геологических аспектов, таких как происхождение нефти в магматических коллекторах, ее миграция и аккумуляция в залежи, покрышки и т.д.

Все это требует всестороннего изучения магматических пород фундамента, их вещественного состава, вторичных изменений, образования пус-тотности в породах, ее распределения по разрезу и площади, разработки критериев выделения коллекторов, их количественной оценки, разработки фильтрационно-ёмкостной модели, определяющей методологические основы разработки залежей в гранитоидных коллекторах.Поэтому тема выполненной работы является весьма актуальной и своеврем "

Цель работы - показать, что магматические породы являются коллекторами и регионально нефтеносны, по своему строению коллекторы в rpaни-тоидных породах различных регионов имеют много общего, результаты исследований, выполненных на месторождении-модели, могут быть в целом перенесены на другие регионы, разработанные методические решения, подходы будут применимы с теми или иными изменениями в других региона. Основные задачи исследований.

1. Анализ основных закономерностей распространения, петрологической приуроченности, строения пустотного пространства гранитоидных коллекторов в магматических породах различных регионов.

2. Петрологическое расчленение гранитоидных пород методами ГИС как наиболее полно (практически на 100%) характеризующих разрез по сравнению с керном, вынос которого, как правило, не превышает 1%.

3. Выяснение природы образования пустотности в гранитоидных породах, этапность их развития, разработка классификации коллекторов, ушты-вающей их генезис и морфологию.

4. Разработка фильтрационно-емкостной модели гранитоидных коллекторов, с учетом возможностей ГИС, как основы эксплуатации залежей.

5. Оценка информативности и разрешающей способности методов ГИС при выделении трещиноватых коллекторов и оценке их ёмкостных свойств.

6. Разработка методик калибровки геофизических методов пористости при переходе от калибровки по стандартным образцам к реальным гранито-идиым породам.

7. Разработка методов оценки общей пустотности коллекторов в грани-тоидах, разделение её на типы пустотностей и установление их соотношения в общем объеме. Разработка способа (метода) определения проницаемости с учетом текущего давления в залежи.

8. Выяснение гидрогеологических особенностей строения фундамента и изменения гидродинамики в процессе разработки месторождения.

Научная новизна. Впервые выполнены в гранитоидных коллекторах комплексные исследования, последовательно решающие задачу оценки фильтрационно-ёмкостных свойств. Комплексные исследования выполнены в логическом порядке:

1 - разработана теория образования трещиноватых коллекторов в грани-тоидных породах, изучена структура пустотного пространства, петрологическая классификация пород по ГИС;

2 - предложена классификация гранитоидных коллекторов по генетико-морфологическому принципу;

3 - разработана и обоснована трёхпустотная фильтрационно-ёмкостная модель коллекторов, их развитие по площади и разрезу батолита;

4 - установлена степень информативности методов ГИС в разрезах магматических пород, выделение коллекторов по ГИС в разрезе, количественное

определение емкостных свойств коллекторов с делением на типы пустотного пространства, оценка фильтрационных свойств коллекторов с учетом изменения давления в залежи.

Доказано, что коллектора в магматических породах обычное явление и представляют новый тип коллекторов, являющихся крупным потенциальным нефтегазосодержащим объектом в мире. Поисковыми работами в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции огромные запасы углеводородов (УВ) пока подтверждены косвенно, а в Западно-Сибирском регионе залежи нефти в аналогичных породах установлены. Таким образом, решение целого ряда задач на модели месторождения, в качестве которой выбрано месторождение Белый Тигр, которое наиболее полно изучено, имеет огромное научное и практическое значение.

Основные защищаемые положения.

1.В результате изучения огромного геологического материала, полученного при бурении разведочных и эксплуатационных скважин (= 200 скважин) в пределах шельфа Южного Вьетнама, а также материалов по ряду месторождений Египта, Индии и т.д., показано, что коллектора в магматических породах явление ординарное. В разрезах магматических пород встречен новый тип коллекторов со сложной структурой пустотного пространства и различной природой их образования в течение длительного периода времени - конец пластичной фазы и переход в фазу жесткого тела.

2. Научно -методические разработки: литофизический способ классификации гранитоидных пород по ГИС, который позволяет с высокой степенью достоверности осуществлять деление их на основные пстротипы и решать задачу как выделения коллекторов, так и количественной оценки их фльтра-ционно - емкостных свойств, уточнять геологическое строение батолита решать ряд геолого-промысловых задач; механизм образования трещиноватых коллекторов в гранитоидных породах, который соединил в себе математическую и атомную теории с процессом дегидратащш. Результатом действия этих процессов явилось образование микротрещиноватости с последующим образованием изометрической (каверновой) пустотности за счет процессов метасамотоза и гидротерм; вывод о развитии коллекторов в магматических породах ниже абсолютной глубины 5000 м, основанный на результатах бурения (наличие поглощений промывочной жидкости),данных исследования керна, ГИС.

3. Результаты анализа и оценки информативности промыслово-геофизических методов изучения разрезов скважин, сложенных гранитоид-ными породами: максимальной информативностью обладают акустический и нейтрон-нейтронный методы, недостаточно высокой - новые методы: электрическое сканирование волны Стоунли из-за недоучета при разработке методики их интерпретации специфики магматических коллекторов, вторичных изменений пород, сложности структуры пустотного пространства.

4. Методики: калибровка геофизических методов оценки пористости, что позволяет перейти от стандартизованных по стандартньм образцам (или ККУ) кривых ГИС к пустотности магматической породы определенного состава; выделение коллекторов в разрезе скважины, определения типа коллектора по ГИС и количественной оценки типов пустотности в общей емкости коллектора; оценки проницаемости трещиноватых гранитоидных коллекторов с учетом текущих пластовых давлений на основе определения и изучения упругих и деформационных свойств пород.

Практическая ценность и реализация в промышленности.

Диссертационные исследования показали, что коллекторы в магматических породах - это обычное явление и представляют новый тип коллекторов, являющихся крупным потенциальным нефтегазосодержащим объектом в мире. Потенциальные возможности гранитоидных пород, как коллекторов нефти, недооцениваются. В качестве модели для решения перечисленных вопросов было собрано наиболее изученное крупное уникальное месторождение Белый Тигр, хотя в работе были использованы материалы и по другим месторождениям и площадям шельфа Южного Вьетнама.

Результаты исследований докладывались на многих международных конференциях: Ханой, Вьетнам (1995), Кала Лампур, Малайзия (SPE, 1998), Москва, Россия (SPWLA-EATO-РГУНГ, 1998), Уфа, Рссия (1999, 2000), Брисбан, Австралия (SPE, 2000)., Далат, Вьетнам (1999), Ханой, Вьетнам (2000), Мурманск, Россия (2002), Казань , Россия (EAGE, 2003) и ведомственных совещаниях в ВунгТау, СРВ (1996), в Москве (1997) и др.

Кроме того, результаты исследований были использованы при подсчете запасов нефти и газа по месторождениям Белый Тигр и Дракон, которые утверждены ГКЗ СРВ, при составлении технологических схем разработки, утвержденных ЦКР ГУНГ, а также при разработке геологических моделей месторождений, регулировании разработки, оценке перспектив и направления поисково-разведочных работ на новых блоках шельфа Южного Вьетнама.

В дальнейшем результаты исследований могут быть использованы при проведении буровых работ на нефть и газ в различных нефтегазоносных провинциях мира, а также в работах по оценке запасов нефти и газа, их разработке.

Результаты всех научных разработок оформлены в виде научно-производственных отчетов, которые имеются в геологических фондах СП «Вьетсовпетро», ГУНГ «Петровьетнам».

Публикации. Результаты исследований опубликованы в 41 печатной работе, в том числе в трех монографиях, 35 статьях и тезисах, трех авторских свидетельствах, часть из которых издана на английском и вьетнамском языках, а также в ряде отчетов НИР, выполненных во время работы в НИПИ-морнефтегаз (СП «Вьетсовпетро», Вьетнам).

Используемые материалы. Основой для написания монографии послужили результаты обработки и изучения первичных геологических, про-мыслово-геофизических материалов, данных бурения, гидродинамических исследований, результатов освоения и работы скважин. Обработка первичных материалов выполнена лично автором или под его руководством и непосредственном участии в рамках тематических научно-исследовательских работ за период 1991-2000 г. в НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». Автором лично обработаны и проанализированы материалы ГИС по скважинам месторождений Белый Тигр, Дракон, вскрывающих фундамент (около 170 скважин), данные бурения (поглощения, газопоказания), индикаторные кривые, кривые термопрофилирования и каротажа продуктивности. Проведена обработка результатов керновых определений и больших шлифов. В монографии использованы также результаты исследований, выполненные российскими и вьетнамскими специалистами в НИПИморнефтегаз, производственных предприятиях СП «Вьетсовпетро».

Автор принимал непосредственное участие в подсчете запасов нефти и газа месторождений Белый Тигр, Дракон, составлении технологических схем разработки этих месторождений, разработке геологических моделей месторождений в гранитоидных коллекторах, в разработке ряда комплексных программ по развитию геолого-разведочных работ по ряду блоков шельфа Южного Вьетнама. Кроме того, автором использованы материалы и личный богатый опыт изучения трещиноватых коллекторов в осадочных (Алжир) и карбонатных (Россия, Иран, Болгария) отложениях, а также обширная литература.

Структура и объем работы. Монография состоит из введения, 8 глав основного текста и заключения. Общий объем работы 256 стр., включая 140 рисунков, 25 таблиц и список литературы из 99 наименований. В процессе работы над монографией автор пользовался советами и рекомендациями В.К.Горохова, Ч.Л.Донга, А.В.Борисова, Е.Г.Арешсва, Б.Ю.Венделыдтейна, Г.Н.Белянина, А.Д.Дзюбло, Б.Н.Куликова, О.А.Шнипа, Ф.А.Кирссва, И.Е.Николаева, В.А.Лаврешшкова, И.Э.Насенкова, Ю.А.Тронова, А.Ш.Ксримова, М.Г.Алшиаева, Х.В.Куи, Р.Д.Хая, Ч.С.Нюана, Ф. АТуана. Всем им автор выражает глубокую благодарность.

Глава 1. Краткая характеристика нефтяных месторождений в гранитоидных коллекторах.

Несмотря на то, что в породах фундамента, в том числе и магматических породах, открыто более 200 нефтяных и газовых месторождений, среди которых встречены и гигантские месторождения, целенаправленные поиски залежей углеводородов (УВ) в фундаменте, особенно в магматических породах, ведутся в ограниченных объемах. Это обусловлено тем, что многие гео-

логи залежи УВ в фундаменте связывают с корами выветривания, считая, что степень преобразования кристаллических, магматических и метаморфических пород настолько велика, что исключает вероятность сохранения в них первичных коллекторских и нефтегазогенерирующих свойств.

Однако современная концепция литосферных плит, геодинамика деформаций, указывают на высокую роль в аккумуляции УВ кристаллических и , прежде всего, магматических пород и дают основание рассматривать магматические породы как новый тип пород-коллекторов, с которыми связан огромный углеводородный потенциал. На основании этой концепции В.Б. Порфирьевым, В.А.Краюшкиным, В.П.Клочко (1987г.) в пределах континентального шельфа Мирового океана было выделено четыре класса нефтегазоносных бассейнов: нефтегазоносные бассейны рифтовых долин раздвигания, сдвиговые (трансформенные) нефтегазоносные бассейны, субдукционные нефтегазоносные бассейны и нефтегазоносные бассейны океанических впадин.

Естественно, магматические породы этих нефтегазоносных бассейнов являются наиболее перспективными объектами поисков УВ, что подтверждается результатами бурения на шельфе южного Вьетнама,

Нефтеносность пород фундамента, особенно магматических пород, в литературе освещена слабо и практически ограничивается геологическими обобщающими публикациями P'An Chang - Hsiang, В.Б.Порфирьева и др.,

E.В.Кучерука, И.М.Шахновского, Г.Е. Рябухина и др. Что же касается строения коллекторов в магматических породах, их форматирования, развития по площади и разрезу, интерпретации материалов ГИС для оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, то литературы по этому поводу практически нет, если не считать отдельных статей Khatchikian (1983), Winer В.А., Manwaring M.S.(1987), Fathy El Wazzer,

F.Ismail, E.Standen (1990), Taleb H.A., Helal J., Standen E.(1990), Nurmi R., Standen E.,Fathy El Wazzer, Ozkauli M. (1993).

И все же, опираясь на результаты исследования скважин, пробуренных на ряде площадей и месторождений нефти в магматических породах фундамента Меконгской и Южно-Коншонской впадин на шельфе Южного Вьетнама ( месторождения Белый Тигр, Дракон, Заря, Бави, Баден, Рубин и др.), литературные данные по месторождениям Ливии (месторождение Ауджила-Амаль), Египта (Суэцкий рифт - месторождения Хургада, Гейсум, Зсйт-Бей), Индии (месторождения Бахолла-Чангпанг, Бомбей Хай), Казахстана (Ойма-ша) и др., были установлены характерные особенности строения коллекторов в магматических породах.

Следует подчеркнуть, что с открытием в 1988г. российскими и вьетнамскими геологами залежей нефти в гранитоидах фундамента на площади Белый Тигр, компанией «Вьетсовперо» начинается целенаправленное бурение на фундамент вначале на Белом Тигре, а затем - и других площадях Меконг-ской и Южно-Коншонской впадин шельфа, что привело к открытию ряда новых месторождений нефти и газа (Дракон, Руби, Бави и т.д.).

Основные месторождения нефти приурочены к зонам рифтовых долин раздвигания или к зонам субдукции. Примером связи залежей нефти в грани-тоидном фундаменте с рифтом, являются месторождения в зоне Суэцкого залива. Образование Меконгской и Южно-Коншонской впадин на шельфе Южного Вьетнама, где открыто ряд месторождений нефти и газа (Белый Титр, Дракон, Бави, Руби и др.), также связывается с рифтогенезом, который здесь протекал до неогена (Гаврилов В.П. и др.) Залежи нефти связаны с гор-стоподобными структурами, ядром которых стали трещиноватые гранитоиды.

В развитии трещиноватости в разрезе гранитоидного фундамента отмечается определенная цикличность, как в ориентации, так и в густоте трещин. Разрез представлен чередованием зон плотных и трещиноватых пород, внутри которых выделяются подзоны с повышенной и максимальной плотностью трещин. Ориентация трещин на различных глубинах в одном и том же разрезе (скважине) может быть разной.

Зоны трещиноватости представлены системами трещин, образующими трещины различных генераций. Трещины в гранитоидах могут иметь различные утлы падения - от субвертикальных (70-90°) до горизонтальных, с углами падения 10 - 20° (Wazzer, Ismail и др. 1990; Кошляк В. А. и др. 1996).

Во всех трещиноватых системах гранитоидов установлено развитие вторичной пустотности, представляющей собой пустоты, каверны изометрической формы, которые образуются как вдоль систем микротрещин, так и в результате выщелачивания отдельных минералов. В разрезах отдельных скважин (Белый Тигр) установлены зоны развития карстоподобных пустот, фиксируемых бурением (Кошляк В. А. и др. 1996). Часто интервалы интенсивной микротрещиноватости приобретают брекчиевидный вид, что подтверждено как керном, так данными

Развитие трещиноватости в гранитоидах определило их дифференциально-слоистое строение. Слоистость интрузивных массивов, обусловленная характером развиия коллекторов, отмечена на месторождении Оймапш (Попков В.И. и др., 1986), Гейсум ( Taleb H.A. и др. 1990), Белый Тигр (Кошляк В. А. и др. 1996, Кошляк В. А. 1998).

Наличие трещин различных генераций, разных уровней, цикличность в распределении трещиноватости по разрезу, наличие брекчиевых зон, различные элементы залегания трещин по разрезу (в скважине), требует альтернативного объяснения образования трещиноватости в гранитоидах, объяснению воздействия разломной тектонике.

Установлено, что продуктивность скважин пропорциональна плотности трещин при наличии нескольких их генераций. Это указывает, что продуктивность скважин связана с зонами интенсивного развития микротрещинова-тости (Кошляк В.А.др. 1996, Кошляк В А, 1998). Наблюдения за работой скважин показывают, что там, где трещиноватость представлена трещинами одной генерации (отдельные скважины месторождения Зейт-Бей, Северного свода месторождения Белый Тигр и др.) продуктивность скважины значительно ниже.

Распределение нефтеносности в магматическом массиве контролируется развитием коллекторов, их положением в теле массива, а при наличии ВНК -его положением. Установлено развитие нефтенасыщенных коллекторов ниже современного положения замыкающей поднятие изогипсы (Белый Тигр, Рубин и др.), т.е. структурный фактор не входит в число основных.

Существующее представление о связи гранитоидных коллекторов с корами их выветривания опровергается результатами опробования целого ряда скважин на различных месторождениях. В cmRuby-1, после вскрытия 100м гранитов фундамента и их опробования притока не получили. После углубления скважины на 325м был получен приток нефти деб1ггом 259 м3/сут На месторождении Гсйсум скв. G12 бурилась на продуктивные песчаники формации Матулла и поэтому фундамент был вскрыт только на 69 м. При опробовании фундамента получили нефть дебитом 15,5 м3/сут После углубления скважины ещё на 300м и нового испытания было получено десятикратное увеличение дебита (Ом=159м3/сут) В скважине GA-4 начальный дебит составил 138 м3 7сут, а после углубления скважины дебит вырос до 445 м3/сут. На хорошо известном месторождении Ауджила (Ливия) первые скважины вскрывали фундамент только на глубину 60 м, затем глубина была увеличена до 152 м, сейчас фундамент вскрывается на глубину нескольких сот метров. Скв. Д8 вскрыла фундамент на глубину 300 м. Дебит нефти, при совместном опробовании фундамента открытым стволом и перфорированного 11 метрового интервала известняка Ракб составил 2862 м3/сут. Данные бурения (наличие поглощений промывочной жидкости, газопоказания), керна, материалы ГИС на месторождении Белый Trap указывают на наличие коллекторов до глубины порядка 5000 м.абс.(ниже данные отсутствуют). На Центральном своде, где кровля фундамента залегает на отметках 3050 м, поглощения отмечены до глубины 4650 м.абс, газопоказания до 4790 м.абс, сильно трещиноватый керн с признаками нефти поднят с глубины 4632 м.абс. По ГИС коллекторы встречены до 4700 м.абс. Результаты гидродинамических расчетов указывают, что нефтеносность развита до 7000 м.абс. На Северном своде инструментально (по термопрофилировашпо) приток нефти в скв. 804 установлен в интервале 4447-4457 м.абс. дебитом 89 м3/сут. Водо-нефтяной контакт при глубине 5013 м.абс. не установлен. Однако материалы бурения, ГИС и опробования показывают, что при освоении залежей нефти на этих глубинах остро встает проблема качества вскрытия и освоения продуктивных коллекторов.

Приведенные выше данные, не всегда полные, иногда противоречивые, показывают, что коллекторы в гранитойдах имеют много общего независимо от географического положения нефтяных месторождений. Это позволяет рассматривать месторождение Белый Тигр как модель для решения многих методических вопросов поисков, разведки, выделения и оценки ФЕС коллекторов, их нефтеносности, разработки и т.п.

Глава 2. Состав пород фундамента и выделение нетротинов пород но комплексу геофизических методов.

На шельфе Южного Вьетнама фундамент наиболее полно изучен бурением в пределах Меконгской впадины и единичными скважинами на территории Южно-Коншонской впадины.

Магматические породы фундамента Меконгской впадины представлены в основном гратггоидными породами от лейкократового гранита до диорита, включая все промежуточные разности - плагиограниты, разнообразные гра-нодиориты, лейкодиориты, монцодиориты и адамеллиты. Монцодиориты и адамеллиты выделены Ф.А.Киреевьш. На площади Дракон рядом скважин вскрыты биотитовые гнейсы, гранитогнейсы и амфиболиты. Фундамент Южно-Коншонской впадины представлен гранитами, гранодиоритами, диоритами, а в одной скважине вскрыты габбро. Практически все интрузивные массивы рассечены дайками, которые являются комагматами олигоценовых эффузивов.

Наиболее полно фундамент вскрыт скважинами на Белом Тигре, который представляет горстоподобное интрузивное тело, разбитое разломами на три свода - Северный, Центральный, Южный. По петрологическому составу фундамент Центрального свода довольно однороден и состоит в основном из грагаггов, фундамент Южного свода вскрыт единичными скважинами и представлен гранитами и гранодиоритами, а фундамент Северного свода представлен практически полным комплексом гранитоидов - от гранитов до диоритов. В двух скважинах на Центральном и Северном сводах встречены мигматиты (Шнип, Киреев). Во всех магматических породах фундамента отмечены явления каолинизации, хлоритизации, соссюризации, серитизации, а также минерализации трещин и пустот в результате гидротермальной деятельности вторичными минералами: кварцем, альбитом, хлоритом , эпидо-том, цеолитом (ломонтитом), кальцитом, пиритом, диккитом, каолинитом, также отмечено присутствие самородного серебра, цинкистой меди, барита, ангидрита. Граниты по своему составу можно разделить на существенно ка-лиево-натриевые с высоким содержанием калиевых полевых шпатов, близким соотношением содержания калиевого полевого пшата и плагиоклаза и существенно плагиоклазовыс граниты.

Без знания петротипа нельзя правильно оценить по ГИС основные ФЕС пород. Кроме того, для подобных разрезов методика интерпретации должна строиться на методе переменной матрицы, применение которой требует хорошего знания петрологии. Например, если плагиоклаз, один из основных минералов гранитоидов, представлен альбитом, то его плотность р = 2590 кг/м , а если Лабрадором (40% альбита и 60% анортита), то р=2700 кг/м3, т.е. плотность породы изменилась на ПОкг/м3 ,что составит кажущееся изменение пустотностн по ГТК в 7 - 8%. Вторичные изменения типоморфных минералов также могут изменить геофизические параметры без изменения ФЕС

пород. Так, при переходе калиевого полевого шпата в каолинит происходит изменение кажущейся пористости по ННК с - 3% до 37%, а плотность меняется с 2520кг/м3 до 2410к г/м3 . При замещении биотита хлоритом нейтронная пористость увеличивается с 21% до 52%, а плотность уменьшается с 2990 до 2760кг./ м3.

Существующие классификации магматических пород, построенные на основе количественного содержания в их составе типоморфных минералов или на химическом составе пород, не являются универсальными (Гиорсо, Кармайк, Шэнд). Так, например, выделяемые в фундаменте Белого Тигра кварцевые монцониты и адамеллиты, по А.Н. Заварицкому являются лишь разновидностью гранитов, не отличающихся от обычных членов этой группы.

Поэтохгу была разработана методика классификации магматических горных пород по литофизическому принципу, петрографической основой для которой послужила литохимическая классификация (Богатиков и др. 1987). Разделение производится по комплексу физических параметров, измеряемых в скважинах геофизическими методами. При этом используются наиболее существенные особенности их петрографических и физических характеристик.

Естественно, предложенная методика классификации гранитоидов на петротипы не может заменить существующие минералогические или химические классификации, однако деление пород на петротипы по физическим параметрам дает возможность получения более полных характеристик пород, поскольку различие физических параметров связано с особенностями атомного строения минералов. Поэтому эти свойства более стабильны в пределах определенного петротипа породы.

В отличие от керна , методами ГИС исследуется полный разрез скважины, что позволяет получить полную петрологическую характеристику разреза, а при петрологическом районировании исключить те петротипы пород, которые являются не представительными для данного разреза. Основными методами ГИС, которые используются при делении пород на петротипы, являются методы ПС, ГСК, ННК, ГТК, АК, УЭС.

В кислых породах (граниты, гранодиориты) плотность зависит от содержания плагиоклазов, а в средних - от содержания цветных минералов. Фотоэлектрический коэффициент Ре, измеряемый при литоплотностном каротаже, связал с электронной плотностью ре соотношением Ре = Ue/pe, где Ue поперечное сечение фотоэлектрического захвата. Из этого соотношения следует, что величина Ре отражает минеральный состав матрицы. Влияние пористости на величину Ре незначительно (Rider, 1997г.) и при 35% пористости величина Ре снижается на 0,27 барн/элек. Для гранитоидных пород с пустот-ностью до 10% снижение Рв составит 4-7%.

Наиболее чувствителен коэффициент- Ре к минералам с высоким атомным номером Z (железу, пириту и т.д.) и реагирует даже на незначительное (5-

и

10%) их содержание. Поэтому параметр Ре в гранитоидах будет прежде всего отражать зоны хлоритизации, особенно те, где хлорит обогащен железом (хлорит-тюрингит). Это хорошо подтверждается скважинными измерениями. Разница в величине параметра Ре и в плотности между калиевым полевым шпатом и плагиоклазом (до андезина) позволяет уверенно разделить эти минералы по этим двум параметрам. Цеолиты характеризуются низкими значениями Ре (порядка 2 при фоне 3-3,5), однако зоны интенсивной цеолитизации в разрезе, которой рядом исследователей (Гаврилов, Поспелов, Шнип,1999) придается большое значение, по ГИС не установлены.

Основные породообразующие минералы магматических пород (кварц, калиевый полевой шпат, плагиоклаз) не содержат молекул воды, поэтому они характеризуются отсутствием или очень низким водородосодержанием (кажущаяся пористость) по ННК. Однако слюды, амфиболы, вторичные минералы — эпидот, каолинит, хлорит, монтмориллонит, цеолит содержит воду в форме конституционных ионов или в виде адсорбционной воды. В зависимости от характера и количества воды, кажущаяся пористость по ННК меняется в довольно широких пределах.

Амфиболы за счет содержания конституционной воды дают кажущуюся пористость от 2,6 до 6,4%, биотит дает кажущуюся пористость до 15,8%. Глинистые минералы , такие как хлорит, каолинит (диккит), имеют кажущуюся пористость до 50%. Подробно нейтронные характеристики магматических пород, типоморфных и вторичных минералов, приведены в работе и показывают устойчивость нейтронных параметров.

Основными факторами, определяющими упругие свойства магматических пород, которые изучаются акустическими методами, являются химический и минеральный состав, текстурно-структурные особенности, состав по-рового заполнителя, агрегатное состояние. Исследованиями установлено, что скорость упругой волны (или интервальное время) в кислых породах меньше, чем в породах основного состава. Однако наиболее важным является то, что магматические породы являются многофазными дифференциально упругими системами, в которых скорость или интервальное время сильно зависит от структурно-текстурных (пористости и, в первую очередь ,от трещинова-тости) характеристик породы и ее заполняющей фазы. Наличие высокой корреляционной связи между плотностью пород и скоростью упругих волн позволяет использовать акустический каротаж не только для уточнения петрологического состава пород.

Снижение удельного электрического сопротивления (УЭС) в гранитои-дах при высоком фоновом (более 10000 Ом) сопротивлении, характеризует, в основном, развитие зон, в которых произошли значительные вторичные из-менсния. Поэтому УЭС можно рассматривать как дополнительный метод.

Из изложенного видно, литофизический подход к расчленению магматических пород на петротипы имеет серьезное физическое обоснование. Основными для петролоического расчленения являются методы радиоактивно-

го каротажа. Установлено, что разные петротипы пород имеют различную радиоактивность, которая связана с относительным параметром ГК (Д1г) уравнением:

с коэффициентом корреляции 11=0,781.

Полученная зависимость позволяет выделить следующие петротипы пород: существенно калиево-натриевые граниты; граниты с близким соотношением содержания калиевого полевого пшата и плагиоклаза; существенно плагиоклазовые граниты; гранодиориты, кварцевые монцодиориты; амфибо-ловые лейкодиориты (диориты). Кроме того, по комплексу ГК-ННК-ГСК в разрезе выделяются дайки эффузивных пород, которые характеризуются аномально низкой естественной радиоактивностью и высоким водородосо-держанием поННК (Кп>8-10%).

В зонах развития трещиноватости и на контакте даек с вмещающими породами иногда возникают зоны аномально высокой радиоактивности, которые связаны с урановой минерализацией.

Литофизический метод позволил с высокой степенью достоверности установить пять петротипов пород: граниты калиево-натриево полевошпатовые, граниты плагиоклазовые, гранодиориты, диориты и эффузивные породы. Из классификации «выпали» монцониты, монцодиориты, которые на зависимости «петротип - образуют значительные области перекрытия гранодиоритов и диоритов. Это обусловлено, в первую очередь, тем, что по содержанию типоморфных минералов эти породы слабо отличаются от гра-нодиоритов или диоритов. Это обусловлено, прежде всего тем, что по содержанию типоморфных литералов эти породы слабо отличаются от грано-диоритов или диоротов.

Критерием, используемым для выделения вторично измененных пород, может служить наличие связи между содержанием К и водородосодержани-ем по ННК. Это обусловлено тем, что высоким водородосодержанисм обладают хлоритизированные, каолинизированные, измененные гидротермальной деятельностью породы, а также эффузивы. Вторичными изменениями магматических пород объясняется и наличие связи между и кажущейся пористостью, наиболее четко проявляющейся в разрезах скважин Северного свода. Выделение петротипов, кроме интерпретации ГИС, позволяет решить и ряд геологических задач.

За кровлю гранитоидного фундамента принимается граница «нормального гранитоида», которая четко выделяется по УЭС (БК) резким увеличением удельных сопротивлений до 1000 Омм и более. Выше поверхности «чистого» фундамента выделяется «базальная пачка», которая соответствует коре выветривания. Толщина базальной пачки изменяется в довольно узком диапазоне - от 0 до 40м в 83% случаев, в 9,6% случаев ее толщина равна нулю. В отдельных скважинах толщина базальной пачки достигает 90-100м и более.

Для интрузивных массивов шельфа Южного Вьетнама характерно наличие даек эффизивных пород. На месторождении Белый Тигр отдельными скважинами вскрыты дайки толщиной до 10 м и более или системы даек Мощные дайки, вероятнее всего, являются корнями олигоценовых вулканов, образовавших лавовые покровы на поверхности фундамента и в разрезе тер-ригенной толщи олигоцена. Более мелкие дайки связаны с проявлением трещинного вулканизма и являются комагматами олигоценовых эффузивов (Шнип О.А.).

Для изучения площадного развития трещинного вулканизма, как одного из элементов неоднородности гранитоидного массива, был предложен коэффициент интенсивности трещинного вулканизма (а), равный отношению толщин даек (Н3фф) к вскрытой толщине гранитоида (Н). На карте по величине а выделяется ряд участков максимальных значений коэффициента а, которые образуют единую зону, пересекающую массив с севера на юг примерно под углом 45° к основной системе разломов. В целом участки интенсивного развития трещинного вулканизма хорошо согласуются с зонами развития максимальной продуктивности.

Деление гранитойдов на петротипы по разрезам скважин позволило построить разрезы и карты развития петротипов пород на разных глубинах, что невозможно сделать по керну. Карты петротипов были построены по при-кровельной части фундамента, по срезам на глубинах 4200-4300м абс. и 4500м абс. Эти данные меняют представление о массиве : это многофазная интрузия, образование которой происходило в несколько этапов. В триасе это единый массив, сложенный гранитами. В верхнеюрское время происходит расчленение массива на три крупных блока (свода), смещенных относительно друг друга. Северный свод был смещен вшгз относительно Центрального. В этом случае можно ожидать усиления пустотности и нефтеносности в гранитах Северного свода, погруженных на глубины ниже 4500м абс.

Глава 3. Особенности образования коллекторов в магматических породах, структура пустотного просгранства резервуара.

3.1 Фазы развития интрузивов и образование трещиноватости.

Магматические породы, в отличие от осадочных, проходят две фазы развития: пластичную, соотвстствующую началу формирования интрузива, и фазу жесткого тела, соответствующую концу формирования интрузива. На последних стадиях пластичной фазы в интрузиве образуется много различных дефектов - от дефектов кристаллической решётки минерадо до межкристаллических микрощелевых полостей, мелких пор, изометрических пустот, которые заполнены водными растворами хлоритов щелочей или двуокиси углерода, захваченных из мобилизационной среды.

При возникновении напряжений в кристаллических породах атомы не покидают своих мест в кристаллической решетке, а лишь перемещаются. При снятии напряжения атомы немедленно возвращаются на свои места.

Этим объясняется обратимость деформацией. Для возникновения деформаций необходимо создать напряжение, которое бы привело к смене мест атомов. Переход атомов из одного равновесного состояния к другому при сдвиге внутри кристалла происходит путем перемещения дислокаций. Дислокации скапливаются перед препятствиями или дефектами, порождая зародыши микротрещин.

Основными напряжениями, которые возникают в батолите в процессе его развития, являются: 1 - вертикальное или горное (литостатическое) напряжение (Т„, 2 - горизонтальное или тектоническое (девиаторное) напряжение СГ*х

В открытой гидродинамической системе Pw равно гидростатистическому давлению. Однако в магматических породах заполняющая дефектные пустоты жидкость находится в замкнутых пустотах, попав в них в мобилизационный период. Поэтому давление Pw может быть сравнимо с вертикальным напряжением или даже значительно превышать его (Хитаров, Файф, Тернер, Ферхуген, Маракушев, . Добрецов, Холлоуэй, Бримхоол, Крерара). При незначительных изменениях давления и температуры, сдвиговое напряжение уменьшается и возникают напряжения,вызывающис разрыв пород с образованием микротрещин, т.е. происходит гидроразрыв породы с высво-бождениел! воды (дегидратация).

Процесс дегидратации, происходящий на микро-(потеря гидроксильных групп кристаллизационной воды) и макро-(уход воды из межкристаллических щелей, пустот) уровнях, протекает в довольно узком температурном диапазоне, т.к. давление жидкости в изолированном объеме с повышением температуры возрастает значительно быстрее, чем в окружающей среде.

При освобождении воды (Бримхолл, Крерара), состоящей из Н2О и других летучих компонентов генерируется огромное количество механической энергии, которая вызывает интенсивное трещинообразование, брекчирование, образование пустот, измельчение застывающей магмы.

Дифференциальными напряжениями, вызванными давлениями высвобождающихся флюидов при дегидратации, можно объяснить широкое развитие в гранитоидах Белого Тигра раздробленных и трещиноватых зерен кварца, полевых шпатов, деформированных чешуек биотита, которые повсеместно встречаются в разрезе и фиксируются в шлифах (Киреев).

Поскольку области повышенного напряжения связаны с колебательными движениями, то зоны микротрещиноватости будут создаваться по всему батолиту, придавая ему слоистое строение, а наличие нсоднородностей в теле батолита будет определять локальные увеличения или уменьшения плотности микротрещин.

Однако тектонические движения предполагают не только нормальное, но и горизонтальное напряжение. При высоком поровом давлении, близком или большем давления нагрузки, прочность породы становиться равной ее проч-

ности при одноосном сжатии, т.е. смещение может произойти при весьма небольших напряжениях. Угол, при котором минимизируется ве личина | ДСТж I» составляет 55-70°.

Таким образом, горизонтальная зональность развития микротрещинова-тости нарушается тектоническими перемещениями отдельных блоков. В результате магматический массив приобретает дифференциально-слоистое строение, обусловленное чередованием в разрезе зон повышенной пустотно-сти с зонами плотных пород, и локальные увеличения гаи уменьшения плотности микротрегциноватости в зонах повышенной пустотности. Если соотношения <Т„ и Pío определяют развитие микротрегциноватости в магматическом теле, то величина определяет образовать и развитие макротрещин и нарушений.

3.2. Вторичные изменения гранитоидов и особенности формирования в них коллекторов.

Выдавливаемая при дегидратации флюидальная фаза (вода), находящаяся под большим давлением и при высокой температуре, стремилась растворить окружающие трещины минералы, расширяя трещины и образуя вдоль них более или менее протяженные изометрические пустоты, каверны и трещины выщелачивания. Такая вода по своим свойствам близка к кислоте. Образование каверн, микротрещин и пор выщелачивания за пределами трещин гидроразрыва обусловлено высокой проникающей способностью флюидаль-ной фазы при высоких давлениях и температурах в субкапиллярные поры и фильтрации по ним. Первичные микротрещины преобразуются во вторичные трещины и сопровождающие их пустоты. Поскольку тектонические колебания растянуты во времени, то не для всех интервалов интрузива создаются благоприятные условия для развития процессов дегидратации. Часть флюи-дальной фазы «выдавливается» непосредственно через решетки минералов, вдоль межзерновых участков и т.д., без образования микротрещин гидроразрыва. Сочетание процессов дегидратации пород с этапами тектонической активности способствовало возникновению определенной зональности в развитии интенсивности трещинообразования и пустотности. Дегидратация как бы предопределяет пневматолические и гидротермально-метасоматические процессы, ведущие к переносу химических элементов под действием магматических газов, растворению минералов горячей водой и замещению минералов с сохранением структуры.

Магма, обогащенная легколетучими компонентами, меняет свой состав - в фемических минералах увеличивается содержание гидроксильной группы, в полевых шпатах возрастает количество кремнезема и щелочен. Отражением пневматолитов в толще гранитоидов Белого Тигра является наличие по трещинам и пустотам полевых шпатов, турмалина и гидратированных минералов или минералов, содержащих в составе химической формулы гид-роксильные группы (амфиболы, биотит, хлорит, эпидот, цонзит и др.). Нали-

чис серебра, барита, цинкистой меди подтверждает участие в их образовании глубинных флюидов.

Метасоматоз, прежде всего, протекает в породах с исключительно мелкими порами (десятки ангстрем) и определяется химическим различием растворов и замещаемой породы. Интенсивность метасоматичсского замещения зависит от продолжительности действия растворов (скорости их движения) на породу, что обуславливается не только пористостью, но и трещиновато-стью породы. Скорость движения растворов зависит от напора вод и размера пор и трещин в породах. С ростом размера пор раствор расширяется на больший объем породы и скорость уменьшается, а с уменьшением размера пор скорость раствора увеличивается. Давление на фильтрующую жидкость при прохождении канала с переменным сечением обратно пропорционально квадрату скорости жидкости. Следовательно, в наиболее тонких породах давление падает, а скорость фильтрации будет максимальной, с падением давления растворимость уменьшается, и растворенное вещество начинает выпадать в осадок.

Особенностью метасоматического процесса является структурный тип замещения. При слабом замещении наблюдается ветвящееся внедрение замещающегося минерала в замещаемый, при сильном - полное замещение без сохранения структуры замещаемого минерала. Ветвящиеся замещения в гра-нитоидах, из-за изменения их проводимости электрическим сканером (FMI) могут быть приняты за трещины.

Для метасоматического замещения требуются растворы различных концентраций, различного состава, соответствующие конкретным участкам разреза интрузива. При несоблюдении этих условий происходит процесс простого растворения, а не замещения.

Результатом автометасоматических процессов является альбитизация, серицитизация, хлоритизация, каолинизация гранитоидов, отмечаемая на Белом Тигре. Химические реакции могут вызвать значительные изменения объема пород и связанное с этим образование трещин и пустот. Так, например, сокращение объема пород наблюдается при каолинизации ортоклаза и микроклина, или при превращении ортоклаза или микроклина в мусковит и кварц. Все эти процессы отражаются на величинах физических полей регистрируемых геофизическими методами, особенно на соотношениях объемной плотности р, нейтронной пористости К.™ и фотоэлектрического поглощения Ре. На последней стадии формирования интрузива, когда температура снижается до концентрации паров воды, начинают развиваться гидротср-мальнальные процессы. В фильтрации воды по капиллярам (и субкапиллярам) и трещинам большую роль приобретает энергия поверхности жидкости. Молекулы в растворе имеют различную поверхностную энергию. Те молекулы, поверхностная энергия которых велика, погружаются внутрь мигрирующего раствора и движутся дальше, а молекулы с меньшей поверхностной энергией выталкиваются во внешнюю оболочку и вступают в реакцию с

вмещающей породой. Избыточные элементы раствора переходят в породу, а избыточные элементы породы переходят в раствор. Следовательно, водные гпдротермальнальные растворы в одних условиях могут корродировать стенки пустот, увеличивая пустотность, в других - отлагать новые минералы. Дифференциация химических элементов внутри водных растворов ведет к зональности распределения вторичных минералов по разрезу. Давление возникающее, при кристаллизации минералов, выпадающих из раствора, также может вызывать расширение трещин. Поэтому «залечивание» трещин, прежде всего, способствовало раскрытию микротрещин, преобразованию их в макротрещины, в которых, при соответствующих условиях, могли формироваться разные типы жильных рудообразований. Вторичные минералы, выпадая в осадок и кристаллизуясь, закрепляли макротрещины. В процессе дальнейших тектонических движений эти макротрещины могли вновь раскрываться, по ним происходили новые инфильтрационные процессы, откладывались новые минеральные образования. Таким образом, существует определенная временная стадийность заполнения пустот вторичными минералами, в соответствии с которой, заполните пустот углеводородами происходит на последней (поздней) стадии. Очевидно, что минерализованные трещины в условиях высоких давлений и температур могут оказаться частично раскрытыми в зонах контакта вторичный минерал - вмещающая порода. Это объясняет присутствие в минерализованных трещинах признаков нефти, которая последней в ряду минерализаторов, заполняет пустоты.

Исследования зон разломов по целому ряду регионов (ЮжноМинусинская межгорная впадина, Карпатский Надвиг, Венский бассейн, Жигулевские дислокации, Черные Горы Среднего Кавказа, месторождения Грозненского района, Сычуанская впадина в Китае и т.д.) показывают, что разломы различной глубины заложения ведущей роли в формировании коллектора не играют. «Узкие приразломные зоны «оперяющих» трещин не представляют серьезного практического интереса как коллекторы нефти и газа» (Смехов). Как отмечают многие исследователи, ширина зоны развития трещин оперения не превышает 30м от линии нарушения.

На месторождении Белый Тигр разломы сейсмическими методами, включая ЗД, уверенно фиксируются в перекрывающих фундамент терриген-ных отложениях олигоцена. Трассирование разломов внутрь интрузива по данным сейсморазведки остается трудно решаемой задачей. Данные расположения высоко - и низкодебетных скважин на месторождении не подтверждают их связи с выделенными разломами. По результатам бурения и ГИС только в отдельных скважинах с достаточной степенью уверенности можно идентифицировать некоторые части разреза с разломами. Наличие зон брек-чирования, выделяемых в разрезах ряда скважин по и керну, не

всегда является однозначным признаком разлома. Аналогичная картина наблюдается на других месторождениях мира (Зейт - Бей, Баххола - Чангпанг и др.)

Оценка роли разломной тектоники в формировании трещинных коллекторов имеет принципиальное значение, т.к. от этого зависит модель площадного развития коллекторов и, в определенной степени, ФЕС коллекторов.

З.З.Структура пустотного пространства гранитойдных коллекторов

Наиболее полное представление о структуре пустотного пространства, несмотря на недостатки результатов керновых определений, можно получить по результатам исследования больших шлифов, пропитанных окрашенными смолами и по данным ртутной порометрии. Результаты этих исследований, при наличии достаточно представительной выборки, дают возможность получить количественную характеристику коллекторов, изучить морфологические особенности пустотности, приуроченность их к определенным петроти-пам пород, а в комплексе с данными о фильтрационно-ехмкостньгх свойствах коллекторов, полученных с помощью промыслово-гсофизических и гидродинамических исследований (ГДИ), создать фильтрационно-емкостную модель коллектора. По морфологии пустотность подразделяется на следующие типы:

Трещинная пустотность Ктр по 279 определениям равна 1.19%, значения изменяются от 0,1 до 3,4%, а по единичным шлифам Ктр достигает 7,3% (скв. БТ-94), 8,1% (скв.БТ-88), 8,2% (скв. БТ-504). Генетически микротрещины подразделяются на первичные и вторичные. Последние могут быть подразделены на литогенетические и тектонические. Формирование литоге-нетических трещин связало с процессами вторичного изменения гранитои-дов. Тектонические трещины обязаны воздействию: колебательных движений, сжатию (надвиговые), растяжению (сбросовые). Четкая граница между этими генетически различными типами микротрещин отсутствует.

Морфологически микротрещины подразделяются на четыре группы; 1 -узкие с Ь = 1-25мкм (Ьср = 12,3 мкм); 2 - средние с Ь = ЗО-бОмкм (Ь^, = 42,5мкм); 3 - широкие с Ь = 65-85мкм (Ьср = 70,9мкм) и с Ь = 85-100мкм (Ь^ = 95мкм); 4 - трещины с раскрыгостью свыше ЮОмкм, которые относятся к макротрещинам. По шлифам больших кернов отмечаются макротрещины с раскрыгостью 100-700мкм.

По преобладающей длине (I) трещины также подразделяются на четыре группы: 1 - короткие, с длиной 6мм, которые в свою очередь подразделяются на две подгруппы - с 1 до 3,5мм (среднее значение 1 ср = 1,37мм) и с 1 от 3,5 до 6мм со средней длиной 1 = 4,33мм; 2 - средней протяженности, с 1 от 6 до 13мм (1 ср= 8,87мм); 3 - длинные, с 1 от 13 до 16мм (1 ср = 14,56мм); 4 - к четвертой группе относятся трещины с длиной 20мм и более, но они встречаются редко. Короткие трещины составляют 35,8%, трещины средней протяженности 31,2%, а длинные - 27,6%, из которых 12,3% трещин имеют длину более 20мм. Густота трещин (Г) меняется от 7 до 147 микротрещин на площадь шлифа, средняя густота трещин Г^ = 34 на площадь шлифа. По

форме микротрещины подразделяются на прямолинейные, ветвящиеся, криволинейные.

Поров ая пустотность. Емкостные свойства, связанные с меж- и внутри-кристаллической пустотностью, невелики и в среднем равны 1,0%. По величине преобладающего диаметра (d„) поры четко подразделяются на четыре группы: 1 - поры с d„ = 5-35мкм (dncp = 25,5мкм); 2 - поры с d„ = 35-55мкм (d„cp = 45мкм); 3 - поры диаметром 65-85мкм (dncp = 70,7мкм);4 - крупные поры с d„ от 50 до 500мкм (dncp= 217мкм).

Каверновая пустотность включает все пустоты неправильной формы, преобладающий условный диаметр dr которых_выше диаметра пор. Распространение каверновых пустот не равномерное: пятнистое, полосчатое, часто они вытянуты в ттепочки. обпазуя т/стотные паетттипения вттотть откпытых микротрещин. Средняя каверновая пустотность КП1 = 1,25%. По величине dE каверны подразделяются на: 1 - мелкие каверны с d* от 100-400мкм (dicp = 235мкм); 2- каверны среднего размера с dr от 320 до 880мкм. которые подразделяются на две подгруппы с dr = 320-550мкм (dr^ = 439мкм~) и с d,= 440-8&0мкм (d,T - 643мкмУ. 3 - крупные каверны с dr от 850 до 1050мкм (dKcp = 903мкм). Сюда не вошли крупные, в несколько сантиметров, каверны и кар-сгоподобные пустоты.

По размерам все три группы пустот относятся к капиллярным, крупные трещины и каверны образуют суперкапиллярные пустоты.

3.4. Влияние петрологического и тектонического факторов на развитие трещиноватости.

Если рассматривать трещиноватость отдельно по петротипам, а затем по различным структурным элементам интрузива, можно оценить роль петрологического и тектонического факторов на формирование пустотного пространства. Средние взвешенные величины трещинной пустотности у гранитов выше, чем у гранодиоритов и равны, соответственно, 1,23% и 1,06%. Для монцонитов Кплр. = 1,4% (4 определения).

По величине раскрытости трещин граниты и гранодиориты мало отличаются между собой, так же как и по величинам преобладающих длин трещин.

Каверновая пустотность из-за того, что в гранитах Кир. > Кптр гранодиоритов, также выше в гранитах и соответственно равна 1,59% и 0,92%.

По величине поровой пустотности граниты и гранодиорнты отличаются мало - 0,89% и 0,86% соответственно, однако, если для распределений Клтр и КП1сав в области низких значений характерна четко выраженная асимметрия, то для поровой пустотности распределения в этой области близки к лог-нормальным.

Средняя величина общей пустотности гранитов несколько ниже, чем у гранодиоритов: 1,96% и 2,16% соответственно. По нескольким шлифам общая пустотность колеблется от 6 до 12%.

Влияние на пустотность гранитоидов структурно-тектоничсского фактора более существенно. Трещинная пустотность гранитоидов Северного свода (Кплр = 1,2%) выше, чем у гранитоидов Центрального свода (Кптр = 0,93%). По характеру распределений Кц-ф гранитоиды Северного свода более неоднородны. Аналогичная картина наблюдается и на распределениях преобладающих величин раскрытости трещин Ь и длин трещин 1. Средняя раскры-тость трещин составляет 20мкм для Центрального свода и 33,5мкм для Северного свода, выборки репрезентативны (181 и 253, соответственно).

По величинам максимальных раскрытостей трещин распределения как для Центрального, так и Северного сводов, четко подразделяются на две группы: с Ь от 1 до 80мкм и с Ь > ШОмкм. Однако по средним значениям Ь отличия незначительны. Для первой группы среднее значение Ь для Центрального свода равно Збмкм, для Северного - 31,4мкм; для второй группы средние значения Ь соответственно равны 283мкм и 234мкм.

Довольно существенно различие в средних значениях длины трещин: для Центрального свода для Северного - 4,83мм.

По величинам каверновой пустотности гранитоиды Центрального и Северного сводов отличаются почти в два раза (Кп.ка1)= 0,67% и 1,39% соответственно). По величине Кпп отличие незначительное: К^ = 0,85% для Центрального и Кот =0,97% для Северного сводов.

По средней величине суммарной пустотности гранитоиды Центрального и Северного сводов, несмотря на близкие объемы выборок (126 и 149 определений соответственно), имеют существенное различие. Для Центрального свода среднее значение для Северного - В выбор-

ки не вошли шлифы с Кпоб> 9%.

Из анализа структуры пустотного пространства по большим шлифам можно сделать следующие основные выводы:

1- Петрологический фактор практически не влияет на развитие трещино-ватости и вторичной пустотности. Прослеживается прямая зависимость между трещинной и каверной пустотностями, отмечается зависимость всех типов пустотностей от структурно-тектонического фактора, который определил как продолжительность, так и интенсивность процессов вторичного преобразования пород.

2 - Поровая пустотность не зависит от литологического и структурно-тектонических факторов, что указывает на первичную ее природу.

Кривые капиллярного давления по характеру распределения радиусов Я можно разделить на четыре группы. По величине И все три группы распределений характеризуют породы со структурной пустотностью , в которых текстурная пустотность занимает подчиненное значение. Распределение И. четвертой группы характеризуют коллектор текстурного типа, в котором хорошо развиты микротрещиноватость и микрокавернозность. Пустотность с = Ю-ЮОмкм составляет 30-40% от объема пустот. Емкостные свойства таких коллекторов довольно высокие Из распределений

также следует, что в изученных образцах керна содержатся соединенные между собой крупные пустоты, радиус которых достигает 70-100мкм. Наличие соединяющих каналов создает условия для фильтрации.

Анализ величин интервального времени Д t по интервалам отбора керна показывает, что по величинам Д t гранитоидные породы подразделяются на 4 самостоятельных группы, в которых распределения подчиняются нормальному закону. Первая группа с Д t < 180 мкс/м соответствует матрице породы; 2-я группа Д t = 180 — 192 мкс/м соответствует породам со структурной (блоковой ) пустотностью; 3-я с Д t = 192 - 210 мкс/м соответствует каверно-трещинным коллекторам, в которых широко развиты микротрещины; к 4-ой группе с Л t > 210 мкс/м относятся трещинно- каверновые коллектора. Такое деление пород- коллекторов по величине интервального времени Д t хорошо согласуется с характеристиками структуры пустотного пространства, которые были установлены по данным анализов больших шлифов и кривым капиллярного давления. Причем, кривые распределения Д t в целом аналогичны для коллекторов фундамента всех трех структурных элементов: Центрального, Северного сводов и Восточного блока.

Зависимость интервального времени Д t от кажущейся пористости по ННК показывает, что до Д t < 210 мкс/м связь между интервальным временем и кажущейся пористостью по ННК довольно тесная, хотя и разная для Центрального и Северного сводов. При мкс/м связь ухудшается,

т.к. акустическая жесткость пород снижается трещиноватостью.

Большие шлифы, кривые капиллярного давления, данные акустического и нейтронного каротажей, показывают, что коллекторы со структурной пустотностью аналогичны коллекторам гранулярного типа. В каверново - трещинных коллекторах ФЕС зависят от интенсивности развития микротре-щиноватости. Фильтрационные свойства в этих коллекторах определяются структурной и трещинной пустотностями. В трещинно- каверновых коллекторах, в которых связь отсутствует, фильтрационные свойства определяются трещиноватостью.

Глава 4. Закономерности развития трещиноват ости по площади и разрезу.

Наиболее полную информацию о пространственном положении трещи-новатости можно получить только по результатам исследований скважин, выполненных геофизическими методами сканирования ( FMI, ARI, DSI). Такие исследования в ряде скважин были выполнены по заказу СП «Вьетсов-петро» фирмой Шлюмберже.

Результаты сканирования подтвердили определенную зональность в интенсивности развития трещин по разрезу интрузива, чередование трещинова-

тых зон с плотными зонами. В зонах развития трещиноватости также имеет место зональность - здесь среди интервалов с различной интенсивностью развития трещин выделяются интервалы повышенной и пониженной трещи-новатости. Зоны интенсивной трещиноватости, выделяемые в ряде скважин, были выделены как «зоны дренирования». С глубиной закономерность сохраняется, но объем плотных пород в разрезе возрастает. Одиночные трещины или их небольшие «семейства» в плотных частях разреза объединяют различные залежи нефти в фундаменте в единую гидродинамическую систему, определяя массивный тип залежи.

При анализе данных FMI, ARI был применен подход, основанный на анализе распределений углов падения трещин и их азимутов. Интервалы группирования для углов падения выбраны 5°, для азимутов 30°. Распределения строились по 100-метровым срезам. В выборку были внесены все трещи-ны-непрерывные (continuous) и прерывистые (descontious) по классификащш Шлюмберже.

Поскольку трещинообразование связано с сочетанием процессов дегидратации и тектонической активности, с процессами вторичных изменений магматических пород, т.е. с изменением температуры и давлений, то развитие трещиноватости по площади и разрезу должно подчиняться определенной закономерности, которая наиболее полно может быть выражена с помощью кривых распределения вероятностей появления трещин по разрезам скважин, которые можно рассматривать как последовательности наблюдений, расположенных в порядке их появления, причём, эти последовательности принадлежат одному из двух взаимоисключающих друг друга состояний (наличие трещины - отсутствие трещины). В этом случае мы можем проверить гипотезу (Но) случайности этой последовательности и ее альтернативу (Hi), указывающую на то, что последовательность подчинена определенной закономерности, используя для этой цели критерий скачков (Z). При 5% -ном уровне значимости (вероятность ошибки первого рода - а = 0,05), получим границы критической области Сформулируем следующее условие - нулевая гипотеза о случайном распределении появления трещин в разрезе (Но) может быть заменена ее альтернативой - распределение трещин в разрезе подчинено определенной закономерности (Hi).

Оказалось, что критерий по всем скважинам отличается незначительно и лежит за пределами граничных значений критической области. Принимается альтернативная гипотеза - в появлении трещин существует закономерность.

Последующие тектонические напряжения вызывают появление трещин новых генераций, но поскольку жесткостные свойства пород в зонах развития трещин уже существующей основной генерацией ослаблены, то трещины новых генераций накладываются на предыдущие. Причем, поскольку интенсивность тектонических напряжений во времени и пространстве различна и может в той или иной степени локализоваться по отдельным блокам, то ко-

личество генераций, как в отдельных разрезах, так и по отдельным блокам, может быть разным. Наличие нескольких самостоятельных выборок в распределении углов наклона трещин подтверждает разновременное образование различных генераций трещин.

Приведенные к единой абсолютной глубине кривые распределения вероятностей трещиноватости хорошо коррелируются между собой, показывая что основные генерации трещиноватости гранитоидов возникли раньше разломов и не связаны с ними, что зоны интенсивной трещиноватости имеют площадное развитие и определяют дифференциально-слоистое строение интрузива, что последующие разрывные нарушения привели к перемещению зон интенсивной трещиноватости на разную глубину, определив мозаич-ность в их распределении.

Анализ азимутов простирания трещин, вероятность появления которых больше 0,1, показал:

- петрологический состав пород, как и возраст, в одних и тех же структурно-тектонических условиях не влияют на ориентацию трещин;

-в разрезе интрузива выделяется несколько четко выраженных трендов простирания трещин;

-наличие нескольких генераций трещин в разрезе с различным простиранием и с различными углами падения, изменение элементов их залегания по разрезу при наличии нескольких трендов, указывает, что основные генерации являются первичными к разломам;

-наиболее высокие дебиты нефти отмечены в скважинах с несколькими генерациями трещин.

Изучение закономерностей в распределении лустотности по разрезу интрузива и прогнозирование глубины развития коллекторов является основным направлением. Для этого разрез батолита был разбит на 100 метровые срезы, для которых были рассчитаны средние взвешенные значения вторичной пустотности К,тт и доли коллекторов Т] (Г) = Н^ф/Нюо). Расчеты Кпвт и Нэф по срезам выполнены по ГИС по программе ВАБЯОСК (Куй Х.В. и др., НИ-ПИморнефтегаз).

На среднестатистической кривой изменения Кпвт по разрезу фундамента Центрального свода можно выделить пять зон - три зоны пород с повышенной пустотностью, разделенных двумя зонами плотных пород. Для верхней зоны разуплотнения пород (интервал - 3050 -3900 м.абс.) характерно уменьшение 2% ,которые описывается полиномом второй

степени с - множественный коэффициент корреляции.

Для второй зоны повышенной пустотности - отмечается рост вторичной пустотности с глубиной, который описывается линейным уравнением с 0,9639. В третьей зоне характер изменения Кпвт с глубиной аналогичен и также описывается линейным уравнением с

Для Северного свода характерно в целом снижение средневзвешенной вторичной пустотности с глубиной, но и здесь наблюдается определенная

зональность. Разрез подразделяется на три зоны - две зоны повышенной пус-тотности разделены зоной с пониженной пустотностью Кпвт, которая соответствует 9-10 срезам. Вторичная пустотность изменяется в более узких пределах. Для верхней зоны изменение Кпвт с глубиной описывается линейным уравнением с Я = 0,9366. С глубиной (срезы 11-17) на фоне общего уменьшения Кпвт изменение тренда, описывается линейным уравнением с 0,8632.

Статистические кривые изменения доли коллекторов Г) по разрезам фундамента в целом отражают характер изменения Кпвт' 1- снижение, а затем увеличение доли коллекторов по разрезу Центрального свода и общее снижение Т) с глубиной для Северного свода;2 - наличие зональности и приуроченность зоны с пониженными коллекторскими свойствами к срезам 9-10 на Центральном и Северном сводах.

В 9 срезе происходит инверсия тренда 1) = Г(Н) и в интервале -3900 -4600 м доля коллекторов на Центральном своде слабо увеличивается. Ниже глубины 4600 м разрез вскрыт единичными скважинами и данных для прогнозирования недостаточно, хотя по интерполяции кривой коллекторы развиты ниже этой глубины, что подтверждается данными по отдельным скважинам.

Выполненный тренд - анализ изменения по разрезам гранитоид-

ных массивов показывает:

1. Параметры Кпвт И Т] изменяются по законам, которые с высокой степенью достоверности описываются полиномиальными и линейными моделями.

2. Наличие зональности в изменении по разрезам фундамента указывает на существование нескольких разновременных этапов формирования коллекторов в гранитоидных массивах.

3. Для верхних частей разрезов фундамента (до 9-10 срезов) изменения Кпвт и Т| на Центральном и Северном сводах указывает на единую направленность процессов образования коллекторов. С глубины 4000м на Центральном своде происходит инверсия тренда, на Северном своде направленность тренда сохраняется.

4. Тренды изменения , полученные на достаточно больших выборках, показывают, что для Центрального свода ограничения по глубине коллекторов отсутствуют. Для Северного свода в современном представлении глубина 4550 м является, по - видимому, максимальной глубиной развития коллекторов при условии Т|< 10%.

Это хорошо согласовывается с данными ГИС, бурения и результатам освоения скважин. В скв.БТ-110 по ГИС коллектора развиты до глубины 4508 м (абс), поглощения промывочной жидкости при бурении наблюдались до глубины 4498 м (абс.), а промышленный приток нефти, подтвержденный результатами термопрофилирования, установлен на глубинах 4405-44 Юм (абс). В скв. БТ - 804 по данным ГИС и проведенных исследований термометром, продуктивным является интервал 4447-4457 м (абс), из которого

получен приток нефти 89 м3/сут при суммарном дебите 515 м3/сут. Этому же интервалу соответствует также максимальная приемистость воды после перевода скважины под закачку.

Глава 5. Характеристика гранитоидных коллекторов, их классификация и фильтрационно-смкостная модель. 5.1. Классификация гранитоидных коллекторов.

В основу фильтрационно-ёмкостной модели коллекторов в магматических породах положен генетико-морфологический принцип, т. к генетические признаки определяют пространственное распределение пет-ротипов пород и зтапность развития в них пустотности, а морфологические - ILX тип, форму, размеры. Генетическая классификация пустотности приведена в таблице.

По размерам пустоты можно подразделить на три группы:

• суперкапиллярные, в которых вода подчиняется законам гидростатики; размеры пустот (пор и каверн) свыше 0,508 мм, раскрытость трещин > 0,254 мм;

• капиллярные, в которых вода подчиняется действию капиллярных сил; размеры пустот (пор и каверн) 0,508-0,0002 мм, раскрытость трещин составляет 0,254-0,0001 мм.

• субкапилярные, в которых вода является неподвижной; размеры пустот менее 0,0002 мм, раскрытость трещин менее 0,0001 мм;, субкапилярные пустоты при высоких давлениях и температурах являются каналами для развития пневматолических и гидротермальномстасоматических процессов.

По преобладающему типу пустотного пространства гранитоидные коллектора, с учетом разрешающей способности ГИС, можно подразделить на три типа [37] : трещинный (Кп.тр.), каверново-трещинный (Кп.к.тр.) и структурный (Кп.ст) или блоковый.

К трещинному тину относятся коллекторы с хорошо развитой микро- и макротрещиноватостью, которая уверенно фиксируется на кривых электрического сканирования (FMI, ARI), акустического каротажа (АК), по сильному затуханию волн Стоунли. Каверновая и структурная пустотности имеют подчиненное значение.

К каверново-трещинному типу относятся коллекторы, в которых пус-тотность представлена микро- и макрокавернами, микротрещинами и крупными порами.

Трещинная пустотность имеет подчиненное значение. Коллекторы этого типа имеют повышенную общую пустотность (Кп.об.) по нейтрон- нейтронному и плотностному каротажу, по АК они выражены повышением 210мкс/м.

Таблица.

Генетическая классификация трещинной пустотности магматических пород. (по И.И. Танатар с дополнениями автора)

Фазы развития интрузива Процессы, определившие образование трещинной пустотности Природа пустотности Генерации

Пластичная фаза Кристаллизация магмы Межкристаллические и внутрикри-сталличсские михротрещи-ны,микрополости, микропоры; миаролитовыс пустоты. Первичная

Фаза твердого тела Тектонические процессы 1 .Трещины гидроразрыва за счет дегидратации пород, минералов. 2 .Трещины тектонических напряжений. 3.Трещины оперения дизъюнктивных нарушений. 4. Трещины и пустоты брекчиевых зон, связанные как с дегидратацией, так и разрывными нарушениями. Вторичные

Химические процессы 1.Пустоты пневматолитичсского замещения 2.Пустоты метасоматических изменений. 3.Пустоты гидротермальных процессов.

Термические 1.Трещины термической усадки.

Породы со структурной (блоковой) пустотностью обладают относительно небольшими емкостными свойствами и по своим фильтрационно-ёмкостным характеристикам близки к коллекторам с межзерновой пустотно-стью. Для них характерна линейная связь Кп.об.= Г(Д I), относительно низкие значения пористости по нейтрон- нейтронному (ННК) и плотностному (ГТК) каротажам. Они наиболее полно охарактеризованы керном и им свойственна ярко выраженная левая ассиметрия в распределении пористости.

Предлагаемая классификация коллекторов подтверждается данными больших шлифов, ртутной порометрией, характером связи между пористостью по кернам и интервальным временем А1, сопоставлениями данных керна с ГИС, капиллярной пропиткой кернов, материалами ГИС, результатами освоения и работы скважин. Для деления пород-коллекторов на типы был предложен диагностический коэффициент равный отношению

В = Кгг^Жпоб, который предполагает, что ННК, ГТК отражают общую пустотноегь породы независимо от се типа, а показания АК в модификации Д I продольной волны зависят от соотношения структурной и текстурной (трещинной) пустотностей. Когда текстурная пустотность становиться существенной, акустическая жесткость породы нарушается и Д I характеризует некоторую кажущуюся пористость.

По величине Р породы - коллекторы подразделяются на следующие типы:

Р1 = 0.9-1.1 - породы со структурной пустотностью, связь Д1 = Л(Кп) линейная;

р2 = 0,4 - 0.9 - породы с пу стотностью каверно-трещинного типа; Рз > 1,1 - породы с пустотностью трещинного типа; р 4> 2,0 - сильно трещиноватые коллекторы,

Р 5 = 0 -0,4 - породы сильно измененные вторичными процессами (не коллекторы).

По диагностическому коэффициенту р6 > 5-6 в разрезе выделяются также зоны интенсивной трещиноватости или зоны дренирования, с которыми связаны высокие (более 800 т/сут) дебеты нефти.

Данные бурения и ГИС указывают на существование в теле гранитоида «карстоподобных образований», для которых характерны резкие увеличения скорости проходки, сильные поглощения буровых растворов, вплоть до потери циркуляции, значительное увеличение диаметра скважины, резкое снижение удельного электрического сопротивления, увеличение водородосо-держания, сильное затухание волн Стоунли, значительное увеличение Д с. Поскольку трещины и окружающие их объёмы пород (блоков) образуют единую гидродинамическую систему, сечение потока будет зависеть от работающей толщины коллектора (Ь) или проницаемости, которая представляет собой сумму проницаемостей:

Ктрпл = Ктр +Ккав +Кст, состоящей из проницаемости трещинной ( К^), каверновой (К»т) и структурной (К ст) пустотностей.

Для характеристики фильтрационных свойств был предложен комплексный параметр, использующий суммарные толщины пород с различными диагностическими коэффициентами, который связан с удельным дебетом нефти СЬ выражением

1Я(СР) = 0,235 (Зо-1,122 с И = 0,95 Комплексный параметр позволяет с высокой точностью прогнозировать дебит скважины. Разрезы, характеризующиеся диагностическими коэффициентами р2 и Рз, требуют проведения работ по интенсификации притоков.

5.2. Фильтрационно-ёмкостная модель гранитоидных коллекторов.

Из сказанного вытекает определение трещинного коллектора в гранитоидных породах. Трещинный коллектор -_коллектор, в котором ёмкостные свойства определяются в основномвторичной изометричной пустотностью Кга1 (каверны, крупные поры, миаролитовые пустоты, микрокарсты, изометрические пустоты и т.д.) и структурной (блоковой) пустотностью Кпст» а фильтрационные свойства определяются в основном наличием трещин (микротрещин). Пустотность трещин Кщр имеет подчиненное значение. Емкостную модель трещинного коллектора, с учетом интерпретации методов ГИС, можно представить

Кцоб-- Кпст Кщсаа "Ь KjTrp

Структурная пустотность:

Кпст — Кпм + Кпвст + Кпц

где Кпм - пустотность матрицы (не коллектор); Ki^ - пассивная структурная (внутриблоковая) пустотность; K,m - некоторая доля полезной пустотно-сти (отдельные трещины, каверны, изометрические пустоты и т.д.), которые слабо связаны с основной системой. Наличие Кпвст подтверждается гистерезисом на кривых и результатами исследований по капиллярной пропитке кернов.

При подсчете запасов были представлены как вторичная

пустотность Кпвт, легко рассчитываемая по ГИС и реализованная в программе При расчете был применен принцип переменной матрицы, позволивший учитывать петрологический состав пород.

Очевидно, скорость фильтрации и дебит скважин определяются соотношением пустотностей или их проницаемостями и активностью вовлечения их в процесс фильтрации. Соотношение типов пустотностей в интервалах коллекторов могут быть различными, что создает благоприятные условия для возникновения значительных инерционных сопротивлений и нарушения закона Дарси. И главное, что следует из рассмотренных моделей, что гранитоидные коллекторы представлены тройной пустотностью:

1. Структурной или блоковой. Фильтрация в блоках затруднена.

2.Системой микротрещин и изометрических пустот.

3.Системой микро- и макротрещин, ёмкостные свойства которой определяются степенью трещиноватости пород, а вклад в общую ёмкостную систему зависит от величины общей пустотности. При больших значениях Каоб величина Кцтр пренебрежимо мала. Различие между микро- и макротрещинами определяется их раскрытостью (п) и протяженностью (1) Материалы

показывают, что наиболее вероятны трещины с раскры-тостью 10-40 мкм. Трещины подразделяются на открытые и закрытые, однако на глубине закрытые трещины, под воздействием порового давления, мо-

гут быть открытыми или частично открытыми. Течение несмачивающей жидкости происходит при раскрытости трещины в 2 - 4 мкм.

Фильтрационные свойства гранитоидных коллекторов. Как данные керна так и ГИС не могут однозначно оценить фильтрационные свойства трещиноватых, в том числе и гранитоидных, коллекторов. Необходим комплексный подход, основанный на совместном анализе керновых, геофизических и гидродинамических исследований, при котором гидродинамические методы определяют общую проницаемость коллектора К-фп^, по ГИС- FMI, ARI, DSI, определив раскрьгтость трещин (в) и их плотность, рассчитывается проницаемость трещин Кф., а по керну определяет К11СТ

Однако достоверность определения К^щ,. по ГДИ определяется достоверностью определения приточных толщин в разрезе. Следовательно, дебит нефти в скважине, в зависимости от забойной депрессии будет определяться соотношением проницаемостей (или толщин) пород с трещиной, изометрической (каверновой) и структурной пустотностями. Был выполнен анализ индикаторных кривых (ИК) как более информативные и не имеющие ограничений, свойственных КВД в подобных коллекторах, в результате которого было установлено четыре типа индикаторных кривых, которые характеризуют скважины с резко отличной продуктивностью (см. рис.). Индикаторные кривые I и П типов соответствуют высокодебитным скважинам, а III и IV типов - низкодебитным. ИК I и II типов подразделяются на два подтипа в зависимости от величины ДР. По форме эти подтипы аналогичны. К I типу относятся ИК слабо выгнутые (почти прямолинейные) к оси дебатов Q„ с обширной линейной начальной частью, для которой характерно значительное увеличение дебита нефти (до 600 - 800 м3/сут) при относительно слабом увеличении депрессии Для высоко-

дебитных скважин Северного свода увеличивается на

порядок.

Ко II типу относятся сильно выгнутые к оси дебитов кривые со слабо выраженной незначительной линейной частью ИК, особенно для скважин Северного свода (подтип II а). Индикаторные кривые III типа характеризуются слабо выраженной кривизной и расположены вдоль оси В эту группу попадают основные скважины Северного свода и единичные малоде-битные скважины Центрального свода. Индикаторные кривые IV типа - это практически линейные ИК вдоль оси ЛР, характеризующиеся небольшими (до 100 - 150 м3/сут) дебитами нефти при ДР в 17-22 МПа.

Рис. Среднестатистические типы индикаторных кривых (гранитоидные коллекторы месторождения Белый Тигр ): 1- высокодебитные скважины (I и II типы индикаторных кривых); 2- средне- и малодебитные скважины (III и IV типы индикаторных кривых).

Двух- и трехслойный характер ИК показывает, что в процессе фильтрации нефти участвуют коллекторы с различными типами пустотности, вклад которых в дебит начинает преобладать, начиная с точки перегиба индикаторной кривой по дебиту нефти - точка переломного дебита нефти

Изменение давления в общем виде, исходя из характера ИК, можно представить как результат взаимодействия трех систем пустотностей. В начале притока падение давления происходит в системе трещин, затем в тре-щинно-каверновой системе и на третьей стадии - в блоке. После снижения давления в блоке содержащиеся в нем флюиды начинают питать трещины.

Этому процессу соответствуют индикаторные кривые IV и III типов, а также изменение типа ИК.

Анализ ИК показывает, что не все ИК при обработке становятся линейными даже при усложнении модели. Очевидно, эти нарушения связаны в определенной степени с деформационными процессами в трещиноватом коллекторе.

Разгрузка горного давления в трещиноватой среде происходит через контакты зерен горной породы в трещинах или через их сужения. Снижение проницаемости при изменении эффективного давления будет определяться протяженностью сети трещин, их длиной и раскрытостью. Определения на кернах изменения проницаемости от эффективного давления, обработанные нами, показывают значительное снижение проницаемости при увеличении Рзфф. Кривые подразделяются на три группы: при увеличении Р3фф до 40 МПа величина К^,™ снижается примерно на 60%; 2- при увеличении Р,фф на 10-15 МПа величина К-^^ снижается слабо, затем, при увеличении Рэфф до 40 МПа, происходит резкое падение проницаемости ( на 95-97%), 3 - величина К^,,,, снижается практически линейно и достигает минимальных значений мД) при Р^ф порядка 20 МПа . Влияние петрологического фактора на изменение К-ф га от Р^фф не отмечается. При разгрузке первоначальная проницаемость не восстанавливается, что обусловлено остаточными деформациями. Максимальная потеря проницаемости достигает 90% и колеблется от 10 до 90%.

Изменение проницаемости от давления подтверждается изменениями ИК во времени. Примером являются результаты по скв.БТ-1, в которой ИК снимались в течение 6 лет (1989-1995г.г.). Первый замер ИК проведен непосредственно после начала разработки месторождения. Отмечается сильное смещение ИК к оси давлений, что объясняется уменьшением проницаемости с изменением давления и сменой работающих типов пустотности. Отношение углов наклона каждого начального линейного участка кривой к последующему можно рассматривать как изменение проницаемостей пород с различными типами пустотностей - трещинной (Т), каверново-трещинной (КТ), блоково-каверновой (БК), блоковой (Б). Падение дебита с ЮООм'/сут до 120м3/сут хорошо согласуется с этими результатами.

По снижению коэффициента продуктивности (ф при уменьшении пластового давления были рассчитаны коэффициенты сжимаемости трещин (Козяр, Кузнецов и др.). Полученные зависимости в целом согласуются с кривыми К= ДРзфф). Здесь также намечается три группы кривых Рт=Г(ДРпл) с различной интенсивностью изменения Резкое снижение рг в начальный период и последующий выход кривых на асимптоту указывает на

наличие частичных деформаций трещинной среды, что ведет к снижению ее проницаемости. Однако полного смыкания трещин не происходит. Эти данные, как и ИК, позволяют установить, что в системе с тройной пустотностью процесс фильтрации жидкости к скважине происходит в основном через сис-

тему трещин, тогда как каверновая и структурные пустотности блоков питают систему трещин, подключаясь последовательно в процесс фильтрации.

Сильное влияние на ФЕС и продуктивность коллекторов оказывает качество их первоначального вскрытия бурением. При этом происходит два основных процесса: 1 - кольматация трещинной пустотности; 2 - разбухание при контакте с промывочной жидкостью «глинистой» составляющей в гра-нитоидных породах, образовавшейся в результате изменения пород метаса-мотозом и гидротермами. Особенно последнее характерно для диоритов и гранодиоритов. Кольматация подтверждается зависимостью между поглощением промывочной жидкости в процессе бурения и се плотностью. Поглощения активно проявляются при плотности 1040.-1060 кг /м3 и исчезают при плотности более 1110 - 1120кг /м3. С повышением плотности раствора снижается продуктивность скважин, увеличивается время их освоения.

Влияние качества первичного вскрытия на продуктивность рассмотрены на индикаторных кривых, отражающих процесс очистки призабойиой зоны от кольматации, после проведения работы по интенсификации с применением порохового генератора давления (ПГД). После проведения этих работ продуктивность скважин увеличилась. В некоторых скважинах с коллекторами, выделенными по данным ГИС, изменения призабойной зоны настолько велики, что их освоение ныне существующими методами оказалось невозможным.

В ряде скважин были проведены работы по гидроразрыву пласта (ГРП). Однако ИК, снятые до и после ГРП, показывают, что вместо ГРП происходит просто промывка призабойной зоны под высоким давлением.

Было установлено наличие связи между открытой пустотностью Каот по керну и газопроницаемостью которая наиболее четко проявляется для средних значений по интервалам группирования. Эта связь отражает фильт-рационно-ёмкостные параметры блоков. Для коллекторов с вторичной пустотностью такая связь отсутствует, однако была установлено наличие связи между tqKip пл и эффективной толщиной Н по ГИС. причем, для коллекторов с ИК первого и второго типов связь является параболической. С уменьшением эффективной толщины К^, ш возрастает и в пределе стремится к проницаемости трещины (супертрещины) Кф. Для ИК II (частично) и III типов связь описывается линейной моделью

Глава 6. Информативность методов промыслово-геофизических исследований при выделении коллекторов в гранитоидных породах.

6.1. Основные признаки наличия коллекторов в разрезе. Особенностью трещиноватых коллекторов являются относительно низкая пустотность при высоких фильтрационных свойствах, обеспечивающих высокую продуктивность скважин. Чисто трещинные коллекторы встреча-

ются крайне редко и интервалы разреза, которые по FMI можно отнести к чисто трещиноватым, оказывались непродуктивными. Ёмкостные свойства определяются соотношением структурной, каверновой и трещинной пустот-ностей, которые определяют распределение нефти в разрезе. Продуктивность скважин определяется интенсивностью развития микро - и макротрещинова-тости. Интенсивная микротрещиноватость определяет также брекчиевидный облик коллектора, размер блоков. Чем выше интенсивность развития микротрещин, тем меньше размеры межтрещинных блоков и тем выше степень вовлечения в фильтрацию каверновой и структурной пустотностей. Фактор оптимальности проведения геофизических исследований играет очень важную роль для выделения коллекторов трещинно-кавернового типа. Сложность выделения заключается в совместном влиянии на показания геофизических методов геологических факторов и технологии вскрытия разреза и проведения ГИС. Вскрытие бурением таких коллекторов, обычно, сопровождается поглощениями промывочной жидкости и кольматацией, ведущих к нарушению гидродинамической связи скважины с коллектором, причем, наиболее глубокой и прочной кольматации подвергаются коллекторы с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами. (Кошляк и др. 1988).

Существование интервалов (зон), значительно отличающихся по продуктивности при близких значениях емкости коллектора, объясняется различным соотношением типов пустотностей. Первой задачей при вьщелении коллекторов является задача определения типа пустотности.

Обоснование признаков вьделения коллекторов проведено совместно по статическим методам ГИС и данным гидродинамических исследований -термопрофилирования, каротажа продуктивности, данным бурения, результатам поинтервального освоения открытого ствола и по интервалам перфорации. Рекомендуемый комплекс ГИС с указанием возможностей отдельных методов дается в работе.

6.2. Поглощения промывочной жидкости в процессе бурения скважин

Наличие поглощений в процессе бурения является прямым признаком наличия коллекторов в разрезе. Однако борьба с поглощениями, особенно при потере циркуляции, использование различного рода наполнителей, может приводить практически к полной потере проницаемости призабойной зоны. Зоны поглощения изолируются от скважины кольматацией микротрещин и их блокировкой фильтратом промывочной жидкости.

Наиболее интенсивные зоны поглощений наблюдаются в интервалах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, которые имеют характерные черты коллектора по ГИС и часто фиксируются на термограммах отрицательными аномалиями. Привязка мест поглощения по глубине остается одной из наиболее сложных задач, особенно это сложно, когда поглощения различной степени интенсивности отмечаются п овсемураздейуф^?^ а^ ^та

БИБЛИОТЕКА С Петербург ОЭ ЮО irr

создавая осложнения в процессе бурения, иногда ведущие к перебуриванию стволов скважин. В результате скважины с очень интенсивным проявлением поглощений при освоении могут оказаться низкопродуктивными или «сухими».

Данные о поглощениях подтверждают положение о наличии коллекторов в разрезе фундамента Центрального свода на глубинах ниже 4500 м абс, a результаты освоения указывают на промышленную нефтеносность грани-тоидов на этих глубинах Однако при освоении скважин на больших глубинах появляется ряд технических проблем.

Высокая неоднородность разреза и гидродинамическая закрытость резервуара дают основание предполагать наличие инверсии пластовых давлений с глубиной, в результате которой пластовое давление может быть ниже гидростатического, что косвенно подтверждается отдельными скважинами.

Поражению коллекторов способствует бурение на репрессии, добавки нефти в промывочную жидкость при гидрофобной поверхности трещин. Это может способствовать как смыканию трещин, так и их блокировке. Не совсем ясно, какие свойства приобретает промывочная жидкость за время контакта с породами при давлении в 40-50 МПа и температуре в 150-170°С. Установлено, что при появлении в стволе скважины водонефтяного раздела, ниже которого плотность жидкости более 900-1000 кг/м3, приборы ГИС проходят ниже этого ВНР на глубину не более 50- 100 м. Очевидно, в этой «застойной зоне» коллектора блокируются полностью, и скважины не работают. Поэтому, при открытом стволе скважины в 500-700 м, как правило, осваивается только верхняя часть разреза, что подтверждается освоением скв.804, в которой, после спуска НКТ не доходя 100м до забоя, при освоении заработали нижние интервалы.

6.3. Информативность промыслово-геофизических методов в гранитоидных коллекторах нефти.

Возможности каждого метода ГИС в гранитоидах изучены слабо и требуют специального рассмотрения. По БК, по снижению сопротивления, отличить зоны с сильно развитой трещиноватостью от зон, в которых микротрещины выполнены вторичными, как правило, гидратными минералами, практически невозможно. Тем более, что вклад трещин в удельное сопротивление пород незначительный. Локальное увеличение электропроводности может быть вызвано также процессами гидратации гранитоидов в присква-жинной зоне при вскрытии их бурением. Поэтому стандартный электрический метод (БК) для выделения коллекторов можно использовать как дополнительный метод в комплексе с другими. Микробоковой каротаж (МБК или в высокоомных разрезах подвержен сильному влиянию скважины и рассматривается как вспомогательный.

С 1992г. фирмой Шлюмберже применяется аппаратура ARI (Azimuthal Resistivity Imager), которая позволяет, кроме кривых БК и MSFL, получать

изображения стенок скважины, а по контрасту сопротивлений выделять трещины. Поскольку глубинность ARI относительно высока, то он позволяет более точно отличить тектоническую трещиноватость от техногенной. Однако, разрешающая вертикальная способность аппаратуры ARI ниже аппаратуры FMI. Поэтому, метод ARI как бы дополняет FMI. Основное изучение трещиноватости выполнено по результатам сканирования методом FMI.

Электрическое сканирование (FMI- Formaition Micro Imager, фирмы Шлюмберже), достигается регистрацией плотности электрического поля с высоким дискретным отношением (2,5мм) и используется для создания образа проводимости части стенок скважины, покрываемой башмаком прибора во время его движения. Раскрытость трещины рассчитывается с помощью программы из предположения, что проводимость по пропор-

циональна раскрытости трещины. При этом необходимо соблюдение следующих условий: 1- постоянство типа пористости (или m); 2- постоянство насыщенности в интервале исследований ; 3- отсутствие проводящих минералов (глин, пирита и т.д.) в изучаемых породах; 4- высокий контраст прово-димостей трещин и матрицы. Однако практически полное нарушение этих требований, а также ряд других факторов ставят под сомнение однозначного возможность использования в полиминеральных системах для расчета раскрытости трещин. Это подтверждается другими методами ГИС, карота-жом продуктивности, опробыванием.

Анализ большого объема данных сканирования по скважинам шельфа Южного Вьетнама показывает, что этот метод в будущем можно рассматривать как аналог «больших шлифов», в реальном масштабе, при соответствующей доработке его программного обеспечения.

Метод ННК (CNL) характеризует реальное водородосодержание (кажущуюся пустотность) горной породы и, при учете летрологического состава пород, является основным методом оценки общей пустотности коллекторов в магматических породах. Влияние петрологического фактора на определяемую по ННК пустотность велико.

Плотностной каротаж (ГТК) дает объемную плотность, которая, при учете петрологического состава пород и их измененности вторичными процессами, может использоваться для определения общей пустотности.

Наличие вторичных изменений пород отражает величина фотоэлектрического поглощения Ре. Магматические породы, слабо затронутые процессами метасоматоза и гидротермами, характеризуются значениями Ре=2-3,5 ' 10"28М2/элекгрон. Поэтому в магматических породах плотностной каротаж необходимо проводить в модификации литоплотностного с обязательной регистрацией

Акустический каротаж в разрезе фундамента Белого Тигра и на других площадях шельфа Вьетнама выполнен как в модификации интервального времени продольной волны, так и в модификации с регистрацией продольной, поперечной волн и волн Стоунли.

Для исключения влияния петрологических помех на энергетические изменения волны Стоунли применяется подход, связанный с нормализацией дифференцированных энергий (NDE), в котором берется отношение разности измеренных энергий на двух приемниках к расстоянию между ними (Шлюмбсрже). Результаты отраженных волн Стоунли представляются в виде коэффициента отражения.

Несоответствие или отсутствие корреляции между трещинами по FMI и снижением энергии волн Стоунли, пористостью, проницаемостью по Стоун-ли в гранитоидном разрезе фундамента обычно связывают с более низкой их разрешающей способностью, Во-первых, на неё сильно влияет петрологический фактор, во-вторых, связь между трещинной проницаемостью и затуханием волны Стоунли эмпирическая и теоретически обосновывается слабо (Paillet et.al.,1989). Это справедливо также для методики индекса проницаемости по волне Стоунли В третьих, применение деформационных моделей в акустическом каротаже, связанных с кинематическими характеристиками волновых процессов, предполагает, гидродинамическую изолированность пустот. Поэтому это положение не может использоваться при изучении динамических характеристик (затухание упругих волн). По-видимому, этим объясняется более высокая чувствительность метода к продольной и поперечной волнам по сравнению с волной Стоунли. Однако его применение осложняется с необходимостью регистрации времени вступления этих волн, которое в отличие от волн Стоунли, не является постоянным.

Основной объем акустических исследований в разрезе фундамента месторождения Белый Тигр и Дракон выполнен стандартной аппаратурой АК с записью интервального времени продольной волны, которая оказалась наиболее эффективной для выделения трещиноватых коллекторов.

Акустический каротаж позволяет определить пустотность матрицы структурную и каверновую пустотности. При сильной трещиноватости, когда нарушается акустическая жесткость пород, происходит сильное увеличение качественно указывающие на наличие трещинных и трещинно-каверновых коллекторов.

Примеры выделения коллекторов по конкретным скважинам месторождения Белый Тигр детально проанализированы в монографии.

Изложенные материалы позволяют сформулировать три основных принципа, которые необходимо учитывать при выделении коллекторов в грани-тоидных породах: 1- граннтоиды по своей природе конвергентны, т.е являются конечным продуктом нескольких абсолютно различных эволюции, что нашло отражение в многообразии петротипов пород, их фильтрационно-емкостных свойств, наличии нескольких генераций трещин и т.д.; 2 - ни один отдельно взятый геофизический метод не может полностью решить задачу выделения коллекторов и их количественной оценки; 3 - интерпретационная модель данных ГИС должна базироваться на фильтрационно-емкостной мо-

дели коллектора, учитывающей информацию нескольких методов ГИС. Несмотря на трудности, информативность ГИС в гранитоидных разрезах довольно высока.

6.4. Методы каротажа продуктивности (потокомстрни)

и термоирофилнрованне при выделении коллекторов.

Каротаж продуктивности (потокометрия) - плотномер, влагомер, расходомер (дебитомер), барометрия характеризует состав и особенности потока флюида в стволе скважины; термометрия и термопрофилирование характеризуют изменение теплового поля в стволе скважины и окружающих ее породах. Поэтому аномалии на кривых термометрии соответствуют интервалам разреза, в которых происходит фильтрация жидкости, т.е. характеризуют свойства коллектора в динамическом состоянии. Комплексирование измерений физических полей в статическом и динамическом состояниях является однозначным для обоснованного выделения коллекторов в разрезе. Однако, динамические характеристики коллектора сильно зависят от технологических параметров бурения скважины и технологии проведения исследований. А поскольку эффекты, в силу особенностей процессов фильтрации в тре-щинно-кавернозных коллекторах, могут быть незначительными, результаты измерений сильно зависят от разрешающей способности применяемой геофизической аппаратуры. Особенностью тепловых полей является то, что оно изучается в открытом, необсаженном колонной стволе скважины при большой вскрытой толщине (600-800 м) с неравномерным распределением интервалов коллекторов по разрезу.

Анализ большого объема результатов исследований каротажом продуктивности и термопрофилированием показал, что интервалы притока жидкости не охватывают полностью по толщине и разрезу все интервалы, которые по ГИС выделяются как коллекторы. Это объясняется сильным загрязнением призабойной зоны, особенно, если вскрытие сопровождается поглощением промывочной жидкости. При поражении призабойной зоны интервалы трещинно-кавернозных коллекторов могут частично или даже полностью терять проницаемость. Поэтому, несмотря на гидродинамическое совершенство скважины (отсутствие обсадной колонны), приток жидкости в скважину может происходить по отдельным каналам или небольшим интервалам. В связи с этим для обоснования методики выделения коллекторов по ГИС и количественной оценки их фильтращюнно-емкостных свойств выбирались только те интервалы, продуктивность которых (приемистость) подтверждается замерами каротажа продуктивности и термопрофилированием, зоны с однозначно установленными поглощениями промывочной жидкости, перфорированные интервалы, работа которых подтверждена инструментально.

Сопоставление данных ГИС открытого ствола с данными каротажа продуктивности термопрофилирования показало высокую эффективность ГИС в

выделении коллекторов. Основными методами являются АК в модификации продольной и поперечной волны и ННК с привлечением материалов бокового каротажа. Остальные методы ГИС дополняют комплекс исследований.

Глава 7. Оценка емкостных свойств коллекторов в гранитоиднмх породах методами ГНС.

7.1.Методика исследований.

Характерные особенности, лежащие в основе методики анализа ГИС, следующие.

1. Оценка емкостных свойств производится по их совокупности. Прин-. ципиальное отличие заключается в общем количестве одновременно используемых геофизических параметров, их точности, независимости этих параметров от петрофизических моделей, т.к. на точность геофизических измерений и достоверность петрофизических моделей накладываются жесткие требования, часто в практике не всегда выполнимые.

2. Широкое привлечение всех результатов анализов керна, а поскольку керн не всегда представителен и относится ко всему разрезу фундамента, то это исключает необходимость его привязки к конкретным геофизическим зонопересечениям, которую довольно сложно выполнить в гранитоидном разрезе.

3. Статистическая калибровка определяемых по ГИС параметров по результатам определений на кернах относится ко всему изучаемому разрезу с учетом петрологического состава пород.

4. Использование принципа переменной матрицы для изучаемых геолого-физических полей.

7.2. Калибровка методов пористости ГИС.

При изучении образцов керна и больших шлифов величины пустотности определяются с определенной погрешностью, которая может быть обусловлена особенностями проведения анализов, возможностью включения в тре-щпнную пустотность трещин техногенного происхождения и т.п.

Кроме того, содержание отдельных минеральных компонентов в

породе, определяемое по шлифам, оценивается с определенной погрешностью, которая дополняется «размытостью» границ между отдельными петро-типами по содержанию типоморфных минералов. Все это в значительной степени ограничивает использование уравнений материального баланса которые широко используются в большинстве интерпретационных программ ГИС.

Калибровка параметров ГИС по данным результатам керновых определений возможна по следующим соображениям, керн отбирается по разрезу избирательно и характеризует, в основном, наиболее плотную часть разреза. Для калибровки используются все результаты керновых определений пус-тотности, по которым строятся гистограммы распределения пустотности для

всего гранитоидного массива и отдельно для Центрального и Северного сводов. 2- отбор керна проводился без учета возможного изменения петрологического состава и пустотности (выборка случайна). 3- пустотность матрицы магмат1гческих пород, независимо от их петрологического состава, изменяется в очень узком диапазоне значений К™ = 0-3%. 4 - имеющиеся данные по-интервального опробования разрезов гранитоидов, результаты гидродинамических исследований (термопрофилирование, каротаж продуктивности), хотя и довольно ограниченные, позволяют выделить наиболее характерные по ГИС признаки коллектора.

Перед калибровкой параметров ГИС необходимо определить петрологический состав изучаемых пород в разрезе.

Распределения общей пустотности, определенной по керну, получены на достаточно представительном объеме исследованного керна, который составил 551 определение для Центрального и Северного сводов, отличающихся петрологическим составом пород, объемы выборок составили соответственно 290 и 261 определение. Проницаемость образцов по керну с К„< 3% (матрица) составляет 6*10" мкм . Максимальная общая пустотность пород матрицы по керну достигает 3% при среднем значении 2,4%. Известно, что кристаллическая пористость магматических пород может достигать 1% (Беликов и др., 1970). Таким образом, предельное значение общей пустотности, по которому проводится граница коллектор-неколлсктор в магматических породах, соответствует общей пустотности 3%. Это значение К принимается и по ННК после калибровки диаграмм пористости. Этому значению пустотно-сти соответствует интервальное время Эти предельные

значения согласуются с поинтервальным опробованием, термопрофилированием, каротажом продуктивности, поглощениями, которые характеризуют динамические свойства коллекторов. Полученные значения являются основными критериями для выделения коллекторов в разрезе гранитоидов.

Эталогафовка показаний плотности каротажа в магматических породах вызывает большие трудности. Это обусловлено широким развитием изоморфизма, зависимостью плотности от содержания фемических окислов алюминия и кальция, наличия цветных минералов (роговой обманки, пироксена). Гидротермалъно-метасоматические изменения горных пород приводят к существенному изменению плотности и других физических свойств пород.

Поэтому для эталонировки показаний плотностного каротажа по керну строились распределения показаний ГТК для интервалов разреза с 180 мкс/м, которые по акустическому каротажу соответствуют плотной, матричной породе.

7.3. Качественные признаки разделения коллекторов на типы пустотного пространства.

Основанием для методики определения емкостных свойств гранитоид-ных коллекторов с выделением типов пустотности в общем объеме пустот

является зависимость Д1 = /(К„), на которой выделяются три зоны преобладающих типов пустотности: К^, К^щ,, Кпсг. Установлено, что продуктивными в скважине являются зонопересечения, в которых наличие пустотности подтверждается повышенными показаниями АК и ННК. В интервалах с повышенными показаниями АК, наличием проскальзывания циклов, но при отсутствии пустотности по ННК, притоки нефти отсутствуют.

Зависимость Д1 = /(Кп"*) можно разделить на два типа. Первый тип -коллектор в разрезе скважины отсутствует и породы представлены матрицей. В этом случае значения Кп"" слабо изменяются в интервале пустотности от 0 до 3%, несмотря на рост Ди Второй тип соответствует коллектору. Поведение Д1 = /(Кп™) будет зависеть от типа пустотного пространства, его вклада в емкостные свойства породы. В интервале Д1 = 160-180 мкс/м (матрица) пустотность Кп™ остается постоянной или слабо увеличивается. С ростом структурной пустотности происходит рост зависимость близка к

линейной. Увеличение общей пустотности за счет роста вторичной пустотности и прежде всего за счет развития кавернозности при подчиненном развитии микротрещиноватости, вызывает резкое отклонение кривой Д1 = ДКп111£) вправо - Кп™ увеличивается быстро, а Д1, из-за дифракции упругой волны, увеличивается слабо. Это участок преобладающего развития каверной пустотности.. При интенсивном развитии микротрещиноватости породы нарушается акустическая жесткость скелета, происходит рост Ди Скачок Д1 происходит без изменения пустотности по К,,™ или даже с ее снижением. Такое поведение кривой Д1 = /(Кп™) отмечается при Д1 > 205 мкс/м. Дальнейшее поведение кривой Д1 = /(Кп™) характеризуется ростом Д1, значительным разбросом значений при их увеличении или уменьшении. Продуктивными трещиноватыми коллекторами могут быть также дайки эффузивных пород (например, в скв. 6 Дракон).

7.4.Упругие деформации гранитоидных коллекторов.

Экспериментальными и теоретическими исследованиями показано, что магматические породы можно рассматривать как дифференциально упругие среды, определяющие упругие характеристики которых зависят от структур -но-текстурных особенностей строения пород и определяются структурой пустотного пространства и, прежде всего, трещиноватостью.

Связь между напряжением и объемными упругими деформациями хорошо известна.

Сутцествует связь между интервальным временем прохождения продольной волны и коэффициентом сжимаемости породы Р„, который можно представить уравнением, непосредственно связывающим с интервальным временем. Модуль Юнга и коэффициент Пуассона также рассчитываются по АК. Упругие свойства магматических пород как коллекторов изучены слабо. Это обусловлено тем, что залежи нефти в гранитоидных коллекторах открыты

сравнительно недавно, а само изучение упругих свойств связано с большими трудностями из-за недостаточной представительности керна, его избирательного выноса и сложности структуры пустотного пространства.

Поскольку распределение пустотности в породе описывается трехпус-тотной моделью, то породу-коллектор можно разделить на две составляющие - матрицу и блок. Матрица и сами минералы содержат субкапиллярные пустоты (поры) в той или иной степени изолированные, насыщенные защемленной в них водой. В этом случае для оценки сжимаемости матрицы Рм можно использовать модель Хашина.

Выполненные расчеты показали, что значения коэффициентов сжимаемости матрицы и твердой фазы пород близки между собой, что позволяет использовать сжимаемость матрицы вместо сжимаемости твердой фазы. Для определения объемных деформаций пустотной среды необходимо знать общую пустотность и коэффициенты сжимаемости скелета породы Рс« твердой фазы породы

Поскольку все определения упругих характеристик производятся при насыщении пустотного пространства флюидом, то вместо коэффициента сжимаемости скелета будем рассматривать коэффициент сжимаемости породы

7.4.1. Экспериментальное изучение сжимаемости и физических свойств гранитоидных коллекторов при изменении давления.

Изучение изменения физических свойств гранитоидов при изменении давления выполнены на образцах керна, насыщенных водой с минерализацией 7 г/л. (Туан, Мартынцев, 1994; Туан, Керимов, 2000), обработка результатов выполнена автором.

Исследования проведены: 1 - модель керна из единичного образца с раскры-тостью трещины Ь = 5мкм (модель Е); 2 - составная модель из пяти образцов керна с Ь = 27,5мкм (модель М); 3 - модель с искусственной трещиновато-стью; 4 - на 5 образцах керна с неизвестной раскрытостью трещин (М5); 5 -изучение изменения пустотности от давления проведено на 40 образцах керна из интервала 4000 - 4650м.

В модели М5 образцы керна представлены гранодиоритом и гранитами, остальные образцы представлены гранитами, гранодиоритами, монцодиори-тами, диоритами с общей пустотностью 0,3-6,4%, проницаемостью от 0,01 до 2,4 мД. Образцы с искусственной трещиноватостью имеют пористость 9,815,2%, проницаемость от 1,657 до 19,129 мкм2 В моделях ЕиМ,с известной раскрытостью трещин, была сохранена естественная «шероховатость» трещин, которая контролировалась в процессе эксперимента. Чтобы исключить неопределенность, вызванную остаточными деформациями, весь материал анализировался при давлении 20 МПа и выше; в пластовых условиях, на глубинах свыше 3000м, давление значительно выше 20 МПа.

По интенсивности изменения величины проницаемости кривые подразделяются на три группы: 1 - высоко проницаемые породы (К1рпя> ОДмкм2), в

которых коэффициент проницаемости с увеличением давления изменяется слабо (К800/К2Ш = 0,70-0,75); 2 - коллекторы со средней проницаемостью (Кгрпл < 0,1мкм2, но больше 0,0001мкм2), в которых отношение к800/К200 = 0,20-0,45; 3 - низко проницаемые коллекторы с КП>1Ш< 104мкм2 ,в которых отношение К800/Км° = 0,10-0,15.

Максимальное изменение проницаемости при увеличении давления отмечается на образце, имеющем минимальную проницаемость и пустотность. Относительно большие изменения проницаемости от давления характерны также для образцов с К1рПл< ОДмкм2 .Минимальные изменения проницаемости с ростом давления отмечены в образцах с

Поскольку в коллекцию керна вошли образцы различного петрологического состава, а зависимости К,рпл-/(Р) идентичны и группируются лишь по величинам проницаемостей, влияние петрологического фактора отсутствует.

Зависимости коэффициента сжимаемости пустот РпуС от изменения давления в диапазоне 20-80МПа показывает, что по величинам коэффициентов сжимаемости от давления исследуемые образцы керна четко делятся на две группы: 1 группа - высоко проницаемые породы с Ктр1И> 0, Ыю^коэффици-ент сжимаемости которых лежит в интервале , 2 группа - по-

роды с проницаемостью менее ОДмкм2, коэффициент сжимаемости лежит в интервале (16+120) • 10~6 МПа"1. Эти данные согласуются с выводом В.М. Добрынина о более высоком коэффициенте сжимаемости низко проницаемых карбонатных коллекторов. В высоко проницаемых коллекторах «шероховатость» стенок трещин препятствует смыканию трещин.

Модели ЕиМ имеют продольно ориентированные трещины с раскрыто-стью 5 и 27,5мкм соответственно, в остальных образцах (модель М 5) трещины распределены хаотично, однако по характеру кривых все образцы не отличаются между собой, т.е. пространственное положение трещин не влияет на коэффициент сжимаемости пустот. Рассчитанные зависимости показали, что величина сильно зависит от структуры пустотного пространства и степени «шероховатости» стенок трещин.

Результаты определения проницаемости и сжимаемости пустот, полученные на моделях Е, М и М5 позволили построить палетку К-^пл „ /(РпуС) в зависимости от изменения давления, которая позволяет по коэффициенту сжимаемости пустот рассчитать проницаемость трещинного коллектора при реальном давления, соответствующем реальной величине эффективного напряжения СЭф (или эффективного давленияе Р,ф), действующего на скелет породы.

Обработка экспериментальных данных выявила наличие зависимости Массив точек на графике делится на две группы, которые отличаются преобладающим типом пустотности. Первая группа - образцы с трещин-но-каверновым типом пустотности, вторая - с каверново-трещинным типом

пустотности. Для первой группы связь между коэффициентом сжимаемости породы и пустотностью линейна с

Для каверново-трещинных коллекторов связь хуже, поскольку накладывается форма каверн, характер их распределения. Связь представлена более сложной моделью с

Изменение коэффициент сжимаемости пустот коллектора от его пустот-ности носит более сложный характер, однако здесь также выделяются две группы точек, соответствующих преобладающему типу трещинно-кавернозных и каверново-трещинных пород, которые описываются степенными уравнениями. Для терригенных и карбонатных коллекторов зависимости отсутствуют (Добрынин).

Приведенные результаты не могут полностью отражать всю ту, резко неоднородную и сложную, структуру пустотного пространства и исследования в этом направлении необходимо продолжать.

7.4.2. Определение коэффициента Пуассона.

Одним из основных параметров, характеризующих упругие свойства пород, является коэффициент Пуассона который входит в расчетные формулы скоростей упругих волн. В то же время коэффициент Пуассона является величиной, наиболее трудно определяемой экспериментально. В некоторых работах отмечается увеличение V при росте всестороннего давления. Было установлено двукратное изменение V в гранитах при изменении осевого сжатия от 0 до 20 МПа. Известно, что для кварца характерны аномально низкие значения коэффициента Пуассона (V = 0,08) (Беликов и др., 1970г.). Эта особенность кварца определяет низкие значения V для всех существенно кварцевых пород и понижает значение в гранитах. Как будет изменяться коэффициент Пуассона при изменении давления в реальных породах при прохождении упругой волны, пока неизвестно.

Скорости упругих волн, коэффициент Пуассона, сжимаемость пород (пустот, твердой фазы, скелета), пустотность - связаны между собой. Поэтому, используя упругие характеристики магматических пород для расчета пустотности, была сделана попытка максимально исключить применение констант для всего разреза скважины, максимально приблизиться к условиям реальных зонопересечений.

Для расчета значений коэффициента Пуассона были использованы материалы АК с записью продольных и поперечных волн. Поскольку в большинстве скважин месторождения «Белый Тигр» запись АК проведена только в модификации интервального времени продольной волны (А1р), то по скважинам, в которых записаны Л^ и АЦ, были получены зависимости между этими параметрами, которые позволяют рассчитать для гранитов, гранодиори-тов и диоритов по всем скважинам месторождения. Эти уравнения позволяют рассчитать

Влияние Р на V видно из значении V, рассчитанных через каждые 50м разреза по ряду скважин Центрального и Северного сводов, для различных петротипов пород-гранитов, гранодиоритов, диоритов.

Для гранитов V = /(Н) получены для глубин 3250-4500м абс, для гранодиоритов интервал глубин составляет 3500-4400м абс, для диоритов - 4500-5000м.абс.

Эти данные позволяют сделать довольно интересные выводы. Во-первых, для гранитов и гранодиоритов коэффициент Пуассона изменяется в интервале 0,15-0,35, независимо от глубины (давления). Для диоритов интервал изменения V меньше и составляет 0,25-0,35, что подтверждает зависимость v от содержания кварца. Во-вторых, в распределении значений V по разрезу отмечается определенная зональность, внутри каждой зоны отмечается хорошо коррелируемая связь между - снижение значений с глубиной. В разрезе батолита можно выделить три такие зоны, которые независимо от петротипов пород, связаны с хмногофазностью образования батолита, формировавшегося в несколько фаз, наложенных друг на друга. Наблюдаемые зональные изменения соответствуют фазам формирования батолита и отражают те напряжения, которые претерпели магматические породы в каждую фазу в процессе формирования и развития батолита. В-третьих, различное изменение коэффициента с глубиной показывает, что при всех расчетах нельзя коэффициент Пуассона принимать V = const., т.к. возможны ошибки в определении трещинной пустотности, соизмеримые с самой определяемой величиной, и подтверждает необходимость применения принципа переменной матрицы при определении пустотности по ГИС.

7.5. Определение типов пустотности грнитоидных коллекторов и оценка их емкостных свойств.

В основу методики положены упругие и деформационные характеристики, применение которых для карбонатных и терригенных коллекторов разработал Добрынин В.М. (1965, 1970) Объем трещиноватого магматического коллектора можно представить как сумму объёмов трещин, каверн, структурных пустот и матрицы, которые при наложении напряжения изменяются на некоторую величину. Сжимаемость матрицы рассчитывается по уравнению Хашина, К™ как средневзвешенная величина К,,"* при At < 180 мкс/м после калибровки. Сжимаемость твердой фазы принимается постоянной (Беликов и др. 1970). Величина К1[СТ получается из зависимости At = f (Кп""). Коэффициенты сжимаемости каверн и трещин рассчитываются по уравнениям, приведенным В.М.Добрыниным. При расчете Р^, учитываются напряжения -вертикальное и выступов (контактов) трещин, текущее пластовое давление. Коэффициент Пуассона рассчитывается по АК или приведенным в работе уравнениям. Коэффициенты сжимаемости Рим и Р^, уточняются по приведенным экспериментальным данным.

7.6. Оценка проницаемости трещиноватых коллекторов.

Проницаемость трещиноватого коллектора представляет сумму прони-цаемостей трещин, каверн, структурных пустот.

Анализ материалов показывает, что проницаемость трещиноватого коллектора напрямую не связана с пустотностью. Поэтому ни одна, даже наиболее сложная модель коллектора не может отразить реально физическую сторону процесса фильтрации в магматических коллекторах. По нашему мнению наиболее полной является фильтрационная модель на объемных деформациях и упругих свойствах магматических пород, которые оцениваются при реальных напряжениях (давлениях). Предполагается, что флюид, насыщающий пустоты нейтрален. В работе приведена номограмма, связывающая коэффициент сжимаемости и давление с проницаемостью. Эта связь описывается уравнением

Ктрпл = А + ВР-С 1п Р

Выполненные исследования позволили в целом сформулировать алгоритм решения задачи оценки фильтрационно-ёмкостных свойств гранитоид-ных коллекторов.

Глава 8. Особенности распределения начальных

и текущих пластовых давлений в гранитоидах месторождения.

Существующее положение об эквивалентности пластового давления Рпл давлению гидростатического напора пластовых вод справедливо, очевидно, для литосферы толщиной 3-4 км, т.к. динамика свободных гравитационных вод на различных глубинах различна. Протекающие в этой части разреза литосферы гипергенные процессы определяют «круговую» динамику , соответствующую круговороту воды в природе. С глубины 3-4 км начинает господствовать «радиальная» динамика, определяющая энергетический потенциал среды в целом и при которой неизбежно следует движение жидкой воды или флюида снизу вверх (Дернгольц, 1966).

На больших глубинах природа пластовой энергии иная и определяется не только степенью и высотой закрытости недр, но и эндогенными процессами, обусловленными механической, химической, электрической, магнитной температурной и др. энергиями. Эти процессы происходят в недрах Земли и определяют восходящую (вертикальную) фильтрацию высоконапорных глубинных флюидов.

Естественно, распределение давлений в залежах нефти на больших глубинах (4-5 км) представляет не только научный, но и практический интерес. Особенно, если учесть, что в залежах отсутствует ВНК, но и вода вообще. Априори можно говорить, что распределение пластовой энергии в природных залежах массивного типа с большим этажом нефтеносности и сложной структурой пустотного пространства будет характеризоваться большой сложностью. Именно это характерно для подобного типа залежей. Наличие

пластовой воды в одной из скважин на месторождении Дракон, а также на других месторождештх (Египет, Индия, Ливия и др.) указывают на возможность существования ВНК, однако эндогенные процессы на больших глубинах, возникновение которых еще не совсем понятно, указывают на высокую роль неотсктоники в формировании пластовой энергии. И в тоже время, это указывает на то, что активность фильтрационных процессов, контролируемых неотектоническими движениями, исключают возможность сохранение постоянства термодинамических условий в течении длительного геологического времени.

Моделирование термодинамических условий фильтрации показывают, что на больших глубинах создаются благоприятные условия для струйной миграции, сопровождаемой флюидодинамическими разрывами сплошности пород наподобие гидроразрыва (Алексин, Ильинская, Чеховских 1963, 1964).

По мере сокращения размеров трещин, пустот, нор начинаются процессы диффузии подвижность компонентов которой зависит от многих факторов -это процессы термодиффузии (эффект Сорэ), дифференциальная подвижность (эффект Коржинского), влияние электромагнитных полей, электрокинетической фильтрационный эффект и т.д. В этой сложной энергетической системе мы рассматриваем только одну составляющую - давление. Нефть на Белом Тигре образует отдельные залежи с затрудненной между собой гидродинамической связью или изолированные мелкие залежи. Это подтверждается данными по скв. 110, которая была пробурена (1996 г.) спустя несколько лет после начала активной разработки. Скважина вошла в эксплуатацию с дебитом 268 м'/су5 при Рпл = 41.9 МПА на глубине 4008 м. абс, что на 3 МПс выше гидростатического давления. Изменения Рлл с глубиной неодинаково, однако общая закономерность сохраняется - давление с глубиной снижается. Установленная закономерность уменьшения Рпл с глубиной, очевидно, характерна для массивных залежей на больших глубинах с большим этажом нефтеносности. Это ставит ряд важных технологических проблем, требующих своего решения. К ним относятся: качество вскрытия коллекторов на больших глубинах; качество освоения коллекторов на больших глубинах; эффективность применения каротажа продуктивности на больших глубинах.

Очень сложная картина отмечается в распределении текущих величин Рпл по разрезам скважин и во времени.

Из изложенного следует, что:

- с глубиной происходит снижение Рпл относительно гидростатического напора;

- распределение Рпл в залежах фундамента подтверждает дифференциально-сложную модель распределения коллекторов по отдельным блокам;

- изменения Рпл по разрезу сильно зависит от неоднородности коллекторов и требует решения ряда технологических проблем в области вскрытия, освоения коллекторов и разработки методов контроля ГИС за их выработкой.

Основные выводы.

Настоящая монография является первым комплексным исследованием коллекторов нефти нового типа в гранитоидных породах. В результате обширных материалов бурения, керна, данных ГИС, ГДИ, результатов опробования и освоения скважин, анализа состояния разработки и комплексных исследований, рассмотрены основные аспекты формирования и распространения коллекторов в гранитоидах, разработана фильтрационно-ёмкостная модель гранитоидных коллекторов и решены задачи петрологического расчленения пород по ГИС, выделения зон развития коллекторов по ГИС в разрезах скважин, определение типа коллекторов и оценки их ФЕС.

1. Для петрологического расчленения пород был предложен способ, основанный на литофизическом принципе, который учитывает минеральный состав пород, их физические характеристики, структурно-текстурные особенности строения, вторичные изменения.

2. Образование коллекторов рассмотрено в связи с формированием интрузивного тела, проходящего две фазы - пластичную и фазу жесткого тела. Были сформулированы основные принципы образования трещинной и ка-верново-структурной пустотностей. Показана ведущая роль на начальном этапе дегидратации пород в образовании микротрещиноватости, на которую в дальнейшем накладываются тектонические, метасомотические и гидротермальные процессы. Показано, что существующие теории трещинообразова-иия работают на определенном этапе формирования батолита; петрологический фактор, в отличие от структурно-тектонического, мало влияет на развитие пустотности, но наблюдается связь между трещиноватостью и каверноз-ностью.

3. Показано с помощью критерия скачков, что развитие трещиновато-сти по разрезу и площади подчинено определенной закономерности. Установлена зональность в развитии трещиноватости по разрезу, которая может быть подразделена на несколько уровней и придающая массиву дифференциально-слоистое строение. Установлено наличие нескольких генераций трещин, простирание которых может меняться по разрезу. Доказано, что основная трещиноватость является первичной относительно разломов. Нижняя граница развития коллекторов не установлена, но структурный фактор не является определяющим в аккумуляции УВ.

4. Предложена генетико-морфологическая классификация коллекторов, а по совместному анализу данных керна, ГИС и индикаторных кривых, обоснована трехпустотная модель коллекторов в гранитоидах.

5. Выполнен анализ информативности методов ГИС, включая последние разработки фирмы Шлюмберже (FMI, ARI, DSI), для изучения ФЕС в гранитоидных коллекторах. Показано, что наиболее информативными являются методы АК-ННК, остальные дополняют их.

6. Для расчета ФЕС по типам пустотности разработана методика, основанная на изучении упругих и деформационных характеристик пород аку-

стическнми методами и определения общей пустотности по ННК. Методика предполагает калибровку показателей АК, ННК, ГГК по керну для перехода к гранитоидным породам, а также применение переменных значений матрицы, соответствующих пластовым условиям. Для этого был разработан способ расчета коэффициента Пуассона, изучены коэффициенты сжимаемости матрицы, твердой фазы, пустот и т.д. Были установлены связи между сжимаемостью пустот и пустотностью.

Результаты изучения на кернах влияния давления на проницаемость показали, что анизотропия пород по трещиноватости не влияет на сжимаемость пород, что позволило впервые использовать упругие характеристики для определения проницаемости.

Монографии

1.Кошляк В.А., Султанов Т.А. Изучение нефтеотдачи пластов методами промысловой геофизики. М. Недра, 1986.-193 с.

2. Кошляк В. А., Семёнов Е.В., Жувагин И.Г. Оценка емкостных свойств коллекторов радиоактивными методами. М: Недра, 1988. - 102 с.

3.Кошляк В.А. Гранитоидныс коллекторы нефти и газа. - Уфа: Тау, 2002. -256 с.

Научные статьи.

1. Кошляк В.А., Одноглазое В.В. Характер распределения битумов в разрезе мезозоя Южно-Колпашевского поднятия// Геология нефти . - № 9, 1958-С.

2. Комаров В.Л., Усманов М.Г., Кошляк В.А. О связи повышенной радиоактивности с водонефтяным разделом нефтяных песчаников// ДАН СССР.-1967- т. 172,№4,-С.

3. Кошляк В.А., Вишщкий Ю.С., Зубик И. Л. . Верхнее-девонские рифовые массивы Татарского свода// ДАН СССР.-1967 - т. 175, № 5, - С.

4. Кошляк В.А. Оценка объема пород-коллекторов карбонатных отложений в нефтяной залежи// Труды УфНИИ, 1968 - Вып. XXII. - С. 98-108.

5. Кошляк В.А., Комаров В.Л., Усманов М.Г. Аномальное поведение кривых гаммаметрии и их возможная связь с динамикой разработки нефтяных месторождений// Тр. УфНИИ. 1969- БЫП.ХУШ. -С. 77-91.

6. Кошляк В.А., Коваленко Э.К. Распределение коллекторов в рифовых массивах Башкирии / Сб. «Геология, разработка нефтяных месторождений, гидродинамика и физика пласта».- Тр. ТатНИПИнефть,- Л. Недра, 1967.Вып.Х-С.160-170.

7. Кошляк В.А., Комаров В.Л. К природе естественной гаммаактивно-сти нефтяных песчаников/ Сб. Ядерно-геофизические методы.- Новосибирск: Наука, 1972.-С. 363-371.

8. Кошляк В.А., Семенов Е.В. и др. Определение емкостных свойств и компонентного состава горных пород в скважинах по комплексу плотност-

ной-нейтронный каротаж// Тр. ВНИИнефтспромгеофзика/- Уфа:-1981. Вып. 11-С.

9. Кошляк В.А., Берето Я .А. О двух этапах и времени формирования залежей нефти и газа в рифовых массивах Предуральского прогиба// Советская геология,- 1975 - №4- С.

10. Кошляк В.А., Шарафутдинов Б.А Оценка качества вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями// Нефтяное хозяйство. -1988-№8-С. 14-18.

11. Кошляк В.А., Обоснование нижнего предела и оценка эффективных мощностей коллекторов сложного типа (коллекторы порово-трещинного типа с различным содержанием цементирующего материала). ВНИИнсфте-промгеофизика, БашНИПИнефгь, Уфа, 1977, 18с.ил. Деп. ВНИИОЭНГ 24 апр. 1977, № 382.

12. Кошляк В.А., Х.В. Куй. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-ёмкостных свойств// Нефтяное хозяйство. 1996- №8, -С.41-47.

13. Koshlyak V.A. Estimation of Filtration and Containing Properties of Granitoids by Logging Data. (For the case of White Tiger field). International Workshop and Exhibition of Geophysics/ Abstracts of Papers. Hanoi, March,

14. Кошляк В.А., Н.К.Банг, Информативность методов ГИС в гранито-идных коллекторах нефти//. Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин - SPWLA-ЕАГО-РГУНГ,- МОСКВА

- 8-11 сентября 1998 - Сб. трудов, Т. 1 - С. 144-156.

15. Кошляк В.А., Ч.Л.Донг. Фильтрационно-емкостная модель гранито-идных коллекторов на примере нефтяных месторождении шельфа Южного Вьетнама// Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин.- SPWLA-ЕАГО-РГУНГ, - Москва -8-11 сентября 1998

- СБ. трудов Т.2.-С. 28-42.

16. Кошляк В.А Некоторые вопросы изучения фильтрационно-ёмкостной неоднородности пород фундамента месторождения Белый Тигр //Сб. научных докладов, посвященных 15-ю создания СП «Вьетсовпетро», ГКНГ, Ханой. 1998.-С. 144-151

17. Koshlyak V.AGranitoidal Oil-Bearing Formation. SPE 39711. Kuala Lumpur, Malaysia, 23-24 March, 1998.

18. Кошляк В.А., Ч.Л.Донг, Ч.С.Ньюан. Петрологическое расчленение гранитоидов, как основа количественной интерпретации материалов каротажа.// Тезисы доклада Международного Симпозиума «Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности». 8-11 июня -Уфа-1999г.-С. 83-84.

19. Кошляк В.А, Ч.В.Кун Разделение гранитоидов на петротипы по их естественной радиоактивности для оценки фильтрационно-ёмкостных свойств// На вьетнамском языке. Тр. научной конференции «Ядерные методы

в народном хозяйстве» Институт ядерных исследований. - 22-23 марта, Вьетнам, -1999г.- С. 18-19.

20.Кошляк В.А., Ч.Л. Донг. Природа образования трещиноватости и формирования коллекторов в гранитоидных породах//. На вьетн. языке., тезисы на англ-языкеТhe Oil and Gas Industry on the 21-st Century, - 28-29 сентября -Ханой -2000г. - С. 381-391.

21. Кошляк В.А., Р.Д.Хай, Ч.С.Ньюань. Разделение гранитоидных коллекторов на типы пустотного пространства методами ГИС// На вьстн., тезисы англ. языке. Международная конференция "The Oil and Gas Industry on the EVE of the 21-st Century", - 28-29 сентября - Ханой-2000г. - С. 342-349.

22. Кошляк В.А., Р.Д.Хай, Ч.С.Нюань Эффективность выделения коллекторов в гранитоидах методами ГИС//На вьетн., тезисы англ. языке. Международная конференция "The Oil and Gas Industry on the EVE of the 21-st Century" - 28-29 сентября - Ханой-2000г. - С. 349-357.

23. Кошляк В.А., Ч.Л.Донг, Р.Д.Хай Особенности строения трещиноватых коллекторов нефти в магматических породах и оценка их фильтрацион-но-ёмкостных свойств.// На вьетн., тезисы англ. языке. Международная конференция "The Oil and Gas Industry on the EVE of the 21-st Century", - 28-29 сентября - Ханой -2000г. - С. 391-402.

24. Кошляк В.А., Ч.Л.Донг Особенности метрологического обеспечения ГИС при изучении гранитоидных коллекторов фундамента шельфа Вьетнама.// Тезисы международной конференции «Метрология геофизических исследований» - 25-29 апреля - Уфа-2000г. - С. 153.

25. Koshlyak V.A., T.L. Dong, P.D. Hai. Characteristics of Fractured Reservois in Magmatic Rocks and Their Reservois Properties.// SPE 64464, 16-18 oktober, Brisbane, Australia, 2000.

26. Ч.Л.Донг, Кошляк В.А., Х.В.Куи. Гранитоидные коллектора нефти и их фильтрационно-ёмкостные свойства.// Тезисы. Вторая научно-техническая конференция, посвященная 850-летию Москвы. 22-24 января 1997.-С. 623.

27. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти на примере месторождения Белый Тигр на шельфе Южного Вьетнама.// Международная научно-практическая конференция. Прогноз нефтеносности фундамента молодых и древних платформ.- 4-8 июня.- 2001 - Казань,. - С. 45-46.

28. Нюань Ч.С., Кошляк В.А. Калибровка данных нейтронного каротажа для трещиноватых гранитоидных коллекторов месторождения Белый Тигр -проблемы и решения.// Тезисы научного симпозиума «Новые технологии в геофизике».- 2001-Уфа-С .72-73.

29. Кошляк В.А., Ч.Л.Донг, Особенности распределения начальных и текущих пластовых давлений в гранитоидах месторождения Белый Тигр.// Тезисы, «Новые технологии в геофизике», - 2001- Уфа - С. 27-28.

30. Кошляк В.А., Некоторые вопросы изучения фильтрационно-ем костных свойств пород по комплексу гидродинамических исследовании и

каротажу продуктивности. //Тр. Научно-практической конференции «Минерально-сырьевая база республики Башкортостан - реальность и перспективы».- 4-5 апреля - 2002 - Уфа -С. 254-278.

31. Кошляк В.А., Гранитоидные коллекторы нефти - новый тип коллектора. //Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Материалы международной научно-практической конференции. Октябрьский -25-27 июня 2001 -Тау -Уфа-С. 420-436.

32. Кошляк В.А., Фильтрационная модель гранитоидных коллекторов. //Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы. XVI Губкинские чтения. Тезисы,- 20-21 ноября,- 2002,-Москва - С. 31.

33. Кошляк В.А., К вопросу изучения структуры пустотного пространства низкопоровых трещиноватых коллекторов. //Тезисы «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности»-. 22-24 мая.- 2ОО2.-Уфа - С. 4-5.

34. Кошляк В.А., Изучение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в магматических породах методами промысловой геофизики. //Второй китайско-российский научный симпозиум по геофизическому исследованию скважин.- 4-5 ноября, - 2002 Шанхай- С. 115-128.

35. Кошляк В.А., «Каротаж продуктивности при оценке нефтеотдачи трещиноватых коллекторов. Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлскаемых запасов нефти». /Яр. 12 Европейского симпозиума.-. 8-10 сентября - 2003 - Казань, 2003 - С. 623-628.

Изобретения.

36. А.с. № 989570 (СССР). Способ выделения интервалов, обводшшших-ся пресными водами, нагнетаемыми в продуктивные нефтенасыщенные пласты./ В.А Кошляк // - приоритет от 22.06.81, Бюл. изобретений -1983. - №2.

37. А.с. № 1824615 (СССР). Способ выделения нефтенасыщенных пластов в продуктивных интервалах скважины/. В.А. Кошляк , И.В. Утяганов, Б.А Андрссон //. Приоритет от 06.08.90 - Бюл. Изобретений -1993. - №24.

38. А.с. № 930188. Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород./ П. А. Прямов, В.А. Кошляк и др.// 25.05.1980.

Лицензия на издательскую деятельность № 150 от 21 04.99. Подписано в печать 15.03.2004. Бумага офсетная. Формат 60x84'/,6. Гарнитура «Тайме». Усл.печл. 3,1. Уч.-издл. 2,8. Печать методом ризографии. Тираж 100 экз. Заказ 04-03

Отпечатано в типографии НИИБЖДРБ МЧС РБ. 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул.8 Марта, 12/1.