Методы прямой оценки трещиноватости

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ТРЕЩИНОВАТОСТИ И

ОКОНТУРИВАНИЯ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗОН

Методы прямой оценки трещиноватости

Наиболее достоверные данные о характере дизъюнктивной тектоники при изучении высокопроницаемых трещинных и трещинно-карстовых зон в нефтегазоносных резервуарах можно получить при непосредственном исследовании горных пород в обнажениях с использованием материалов дешифрирования аэрофотоснимков или при изучении образцов горных пород, отобранных из продуктивных интервалов разрезов скважин. Однако существует ряд проблем, которые возникают при использовании этих методов и ограничивают их широкое применение на практике.

 

4.1.1. Изучение трещиноватости в шлифах и керне

По данным, полученным в процессе разведки Усинского месторождения, рыхлые разности пород только по поднятому керну из разреза С₂-Р₁ залежи составляют более 23% при выносе керна от 16 до 55%. Многие образцы керна имеют пористость более 30%. Гидродинамические расчеты показывают, что нефть из С₂-Р₁ залежи, обладающая вязкостью 700 мПа^.с, может поступать в скважины при проницаемости пород не менее 7 мкм². По промысловым гидродинамическим исследованиям фактическая проницаемость коллекторов составляет 3,1 – 35,8 мкм², однако керна с такой проницаемостью поднято не было. Проницаемость, определенная по керну, изменяется от 1^.10^-15м² до 1782^.10^-15м², в среднем составляя 36^.10^-15м². Проницаемость рассматриваемых пород в разрезе опорной скв. № 1 - Уса по лабораторным данным колеблется от 0 до 39^.10^-15м², причем в 50% случаев образцы этих пород практически непроницаемы. В целом в контуре залежи из 788 проанализированных образцов керна половина имела газопроницаемость менее 1^.10^-15м² [60]. Полученная информация свидетельствует о значительном расхождении фильтрационных параметров карбонатных коллекторов, полученных по данным лабораторных исследований керна и гидродинамическим исследованиям скважин. Практика показывает, что фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, определенные по керну, в связи со специфическими особенностями строения сложных коллекторов, как правило, оказываются существенно заниженными. Однако с помощью исследования керна можно получить необходимую информацию для диагностики и выделения зон высокой проницаемости коллекторов, оценить степень трещиноватости коллекторов и генезис трещин, определить литологический состав и плотность пород, степень влияния вторичных изменений (выщелачивания, перекристаллизации и др.).

Использование специально разработанных керноориентаторов [113] дает возможность строить розы-диаграммы, прослеживать основные направления трещин в пространстве и таким образом определять преимущественные направления фильтрации флюидов. Все это подчеркивает важность таких исследований и необходимость их дальнейшего совершенствования.

При изучении шлифов, приготовленных из керна разведочной скважины № 11 - Уса, проведенного под руководством Л.П. Гмид, в карбонатных отложениях среднего карбона-нижней перми, вмещающих залежь тяжелой нефти, были установлены открытые микротрещины, расположенные перпендикулярно, параллельно и под углом к напластованию. Ширина выявленных трещин варьирует от 5 до 25 мкм, объемная плотность достигает 404 на 1 м, что значительно выше средних значений по залежи [60]. Средние значения параметров трещиноватости основных литологических типов карбонатных пород С₂-Р₁ залежи Усинского месторождения, определенные в шлифах, приведены в таблице 4.1.

К сказанному следует добавить, что в разведочной скважине № 11 - Уса нередко отмечались интервалы с нулевым выносом керна, а также поднимались рыхлые разности известняков, керн часто распадался по трещинам на отдельные обломки. Например, образцы высокопористого, трещиноватого известняка были подняты в этой скважине из интервала 1236,3 –1240,7 м, пористость их достигала 32%, а проницаемость – 98^.10^-15м². Анализ результатов бурения этой скважины показывает, что в продуктивном разрезе имеются и более высокопроницаемые разности. О высоких фильтрационных параметрах карбонатных пород на участке скважины № 11 - Уса могут косвенно свидетельствовать интенсивные поглощения глинистого раствора, а также провал бурового инструмента в интервале 1205,5 - 1207 м. Кроме того, в процессе эксплуатации эта скважина, расположенная в 670 м от зоны нагнетания, начала реагировать на закачку теплоносителя (пара) в нагнетательную скважину быстрее, чем ряд скважин, удаленных от нагнетательной всего на 100 –200 м [185].

Таблица 4.1

Коллекторские свойства карбонатных пород С₂-Р₁ Усинского месторождения

(по данным Е.М. Смехова, Л.Г. Белоновской, М.Х. Булач и др., 1977г.)

 

Порода	Количество образцов	Вторичная трещинная пористость m вт, %	Трещинная проницае-мость Кт, 10-15м2	Плотность открытых трещин Т, 1/м	Плотность залеченных трещин Тм, 1/м
Известняк:
органогенный		2,4	5,5	73,6	25,2
тонкозерн.		2,1	12,9	110,1	82,9
среднее	-	2,3	9,9	85,5	44,0
Доломит:
мелко- средне- зернистый		10,6	9,0	82,9	5,7
разнозерн.		5,3	4,9	39,9	30,3
среднее	-	9,0	7,8		13,1

Высокая степень трещиноватости карбонатных пород в разрезе пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения установлена также в керне скважин №№ 1, 9, 16, 21, 32, 33, 37, 1002, 1008, 1009, 1019, 1020, 1517, 1526. В этих скважинах часто отмечались нулевые долбления керна, а также поднимались рыхлые и сильно выщелоченные кавернозные разности, распадающиеся на мелкие обломки. Например, в скважине №1002 из интервала 1307 –1324 м было поднято всего 0,8 м керна, причем 0,38 м было представлено кавернозным трещиноватым известняком. В интервале 1324-1334 м этой скважины керн вообще не был поднят. Низкий вынос керна, а также кавернозные и трещиноватые разности известняка наблюдались и в других интервалах разреза этой скважины. “Нулевые” долбления были отмечены также в интервалах 1316-1332 м и 1378-1386 м скважины №1009, 1375-1377 м – скважины №1019. При этом в каждой отмеченной скважине наблюдалось полное или частичное поглощение промывочной жидкости и провалы инструмента в процессе бурения.

Как показали проведенные исследования, все отмеченные скважины приурочены к субвертикальным линейно-очаговым трещинно-карстовым зонам, выделенным по комплексу геолого-геофизических и других методов [78]. Площадное распространение таких зон в пределах С₂-Р₁ залежи Усинского месторождения показано на рис. 1.9. Выделенные высокопроницаемые трещинно-карстовые зоны шириной до 700-800 м имеют северо-восточное, северо-западное и субширотное простирание. Замер направления трещин в ориентированном керне из скважин №№ 40, 41, 46,1526, 1589, 2802, 3407, 6169 (В.А. Москвич и др., 1989г.) и построенные по этим данным роз диаграммы показали, что в керне преобладают северо-восточные, северо-западные и субширотные трещины, что в полной мере подтверждает пространственную ориентировку трещинно-карстовых зон, выделенных ранее по комплексу геолого-геофизических методов.

Таким образом, изучение трещиноватости пород в керне и шлифах позволяет получить полезную информацию, необходимую для выделения высокопроницаемых зон в пределах разведываемых и разрабатываемых месторождений. Однако при этом всегда следует помнить, что фильтрационные параметры массива трещиноватых пород, представляющего более высокий иерархический уровень породно-резервуарной природной системы, обычно значительно выше параметров, получаемых при исследовании отдельных образцов керна, относящихся к более низкому иерархическому уровню. Тем не менее, учитывая то, что ориентировка микро- и макротрещин тектонического происхождения определяется в первую очередь распределением напряжений в деформируемых пластах и практически всегда совпадает, можно сделать вывод о существенной значимости таких исследований и необходимости их дальнейшего использования при изучении и выделении высокопроницаемых зон в пределах локальных поднятий.

В процессе исследования керна было установлено, что в формировании карбонатных коллекторов Усинского месторождения участвуют не только первичная межзерновая пористость и проницаемость, но и вторичная. Данные изучения шлифов (Е.М. Смехов, Л.Г. Белоновская, М.Х. Булач и др., 1977г.) показывают наличие в известняках и доломитах пустот выщелачивания (1-15%), а в некоторых доломитах – пустот диагенетической доломитизации и перекристаллизации. Определенные в шлифах средние значения вторичной трещинной пористости основых типов карбонатных пород в разрезе пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения представлены в таблице 4.1. Из таблицы видно, что вторичная трещинная пористость в карбонатных породах может достигать высоких значений (10 % и более).

 

4.1.2. Дистанционные методы изучения трещиноватости

Среди новых методов изучения нефтегазоносных территорий все большее значение приобретают дистанционные методы. Воз­растающий поток материалов дистанционных съемок с косми­ческих кораблей позволяет многократно получать разновремен­ную фотоинформацию о строении практически любого участка Земли. При изучении природных ресурсов Земли из космоса материалы дистанционных съемок геологических объектов для нефтяной и газовой отраслей приобрели приоритетное значение. Массовое использование этой информации не только способ­ствовало ускоренному изучению геологического строения мно­гих ранее мало исследованных территорий, но и стимулировало разработку принципиально нового направления геологических исследований и поисков полезных ископаемых на основе де­шифрирования космических снимков.

В последние годы опубликованы крупные обобщающие ра­боты по использованию космических снимков при геологичес­ких, тектономагматических и металлогенических исследованиях на геологически открытых территориях. Монографических описаний результатов изучения нефтегазоносных областей по материалам дистанционных съемок известно значительно мень­ше [189 и др.]. Судя по этим работам, весьма перспективным представляется использование результатов дешифрирования аэрокосмических снимков для трассирования зон трещиноватости в погребенных резервуарах. Линеаменты, выделяемые на аэрокосмических снимках в современном рельефе и отождествляемые с тектонической трещиноватостью различного масштаба, могут быть образованы как эндогенными, так и экзогенными процессами, что затрудняет их экстраполяцию на глубокопогруженные горизонты. Однако использование этого метода на площадях ТПП и в других регионах дает неплохие результаты [6, 7, 206]. Поэтому данные дешифрирования аэрокосмических снимков на локальных структурах ТПП, выполненные различными исследователями, также были использованы для решения задач идентификации высокопроницаемых зон.

Так, дешифрирование космических снимков (КС) среднего масштаба в пределах Ярегского месторождения и смежной территории (рис. 4.1), проведенное М.С. Бондаревой, подтвердило со­ответствие выделенных линеаментов и их зон системам разви­тых в Восточно-Тиманской НГО региональных и зональных разло­мов, причем они зафиксированы в местах наибольшей своей ак­тивности в новейшее время. Линеаменты северо-западного на­правления на юго-западном крыле Ярегской складки совпали с трассой Большого Ярегского сброса, имеющего, по данным Г.П. Левина, И.А. Куклина, Т.Г. Дементьевой и др., амплитуду по кров­ле фундамента 150 м. Ширина его с оперяющими нарушениями-трещинами по геологическим наблюдениям около 1 км. На космических снимках она несколько меньше. Достаточно уверенно по геолого-геофизическим данным проводят нарушение и вдоль восточного крыла складки в 6-7 км от первого. Эти нарушения наиболее крупные в районе месторождения.

 

 

Рис. 4.1. Ярегское нефтяное месторождение, продуктивный пласт III (по М.С. Бондаревой, 1985 г.):

А – схема линеаментов, выявленных при дешифрировании дистанционных материалов; Б – схема прогноза участков повышенной флюидопроводимости; В – генерализованная схема плана трещиноватости шахтного поля III по подошве горных выработок (по данным А.В. Пиндайкиной).

Линеаменты, выделенные при дешифрировании: 1 – КС среднего масштаба; 2 – АФС крупного масштаба: 3 – топографической карты крупного масштаба; 4 – контур нефтеносности; 5 – шахтные поля; 6 – предполагаемые участки повышенной проницаемости (количество точек убывает по мере ухудшения проницаемости); трещины: 7 – сомкнутые, с затертыми стенками и зеркалами скольжения, заполненные тектонической глинкой, озокеритом и вторичными минералами; 8 – зияющие, тонко зияющие, сопровождаемые зонами дробления, заполненные песком, брекчией; 9, 10, 11 – участки интенсивного выделения соответственно газа, нефти и воды (а) и соответственно очаги газа и фонтаны нефти и воды (б)

Фрагментарное отображение на материалах дистанционных съемок линеаментов может указывать на неравнозначную динамическую при­роду соответствующих нарушений и позволяет определить на­иболее активизированные ее отрезки, обладающие, видимо, по­вышенной флюидопроводностью или представляющие локаль­ные участки развития трещинных коллекторов, роль ко­торых для Ярегского месторождения была детально рассмотрена в 1 главе.

 

 

Рис. 4.2. Карта мощностей высокоомной части С2-Р1 залежи Усинского месторождения с элементами дешифрирования АФС:

1 – изопахиты высокоомной части, м; 2 – зоны тектонического разуплотнения; 3 – контур нефтеносности; 4 – скважины, пробуренные без осложнений; 5 – скважины с полным поглощением промывочной жидкости в карбонатной толще С₂-Р₁; 6 – скважины с частичным поглощением промывочной жидкости в карбонатной толще С₂-Р₁; 7 – опытно-промышленный участок паротеплового воздействия (ПТВ-1); 8 – участки, на которых планировалось проведение опытных работ по влажному внутрипластовому горению; 9 – границы опытно-промышленных участков; 10 – линия геологического профиля; 11 – линеаменты по данным дешифрирования аэрофотоснимков (АФС), проведенного В.В. Ельниковым и др. (1987 г.)

При сопоставлении трещинно-карстовых зон, прослеженных в разрезе С₂-Р₁ залежи Усинского месторождения, с результатами дешифрирования аэрофотоснимков (АФС), проведенных сотрудниками института «Печорнипинефть», установлено, что многие линеаменты совпадают с выделенными зонами, а также малоамплитудными нарушениями. Кроме того, погребенные трещинно-карстовые зоны отличаются более высокой плотностью линеаментов от смежных участков. В пределах высокопроницаемых зон также концентрируются “узлы” пересечения линеаментов различного простирания (рис. 4.2). Приведенные примеры наглядно свидетельствуют о возможности эффективного использования данных дешифрирования аэрокосмических снимков для прогноза трещинно-карстовых зон в карбоновых отложениях в комплексе с традиционными геолого-геофизическими методами.

Исследования, проведенные на Харьягинской, Усинской, Западно-Тэбукской и других площадях ТПП, позволили установить определенную связь современной речной сети с выделенными трещинными зонами. Все эти структуры являются неотектонически активными [209], поэтому субвертикальные трещинные зоны в их пределах находят отражение в современном рельефе. Как правило, по этим ослабленным зонам закладывается система рек и ручьев на поверхности земли. В настоящее время связь современных рек с погребенными дизъюнктивными дислокациями (зонами трещиноватости, разрывными нарушениями) отмечается в работах многих исследователей [36, 220], в том числе и для ТПП (А.Г. Демиденок, В.И. Алексеев, 1985 г.). Соотношение современной речной сети и зон трещиноватости, выделенных в пределах Харьягинской площади, приведено на рис. 4.3.

Рис. 4.3. Соотношение современной речной сети и зон разуплотнения в пределах Харьягинского нефтяного месторождения. Условные обозначения смотри рис. 5.6

 

Сопоставление ре-зультатов дистанционных исследований с данными геолого-геофизических методов на месторож-дениях ТПП позволяет заключить, что на струк-турах, активизированных на неотектоническом этапе, современная реч-ная сеть является доволь-но информативным индикатором ослабленных зон земной коры, отражая ориентировку зон трещиноватости и разрывных нарушений в глубокозалегающих нефтегазоносных комплексах. Используя материалы дешифрирования аэрокосмических снимков и топографических карт разного масштаба, можно достаточно оперативо прогнозировать высокопроницаемые трещинные зоны в пределах разведываемых и разрабатываемых месторождений.

 

123Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: