Трещенно — кавернозные колектора

Опорнойточечной информацией для моделирования трещиноватости являются как всегда скважинные данные. Интерпретациярезультатов FMI технологии позволяетвыделить ключевые направления микро-и мезотрещиноватости. Пространственнуюинформацию об основных направленияхмакротрещиноватости можно почерпнутьиз сейсмических данных, используя возможности технологии автоматического извлечения разломов по кубу когерентности. В качестве примера создания модели трещиноватости приводится тестовая сеточная модель, в которой заданы две системытрещин (рис. 4), в соответствии с априорнойинформацией об их длине, степени раскрытости, направлении и т. д. На основе заданной трещиноватости была рассчитана трещинная пористость, которая в дальнейшемможет быть использована при моделировании двойной пористости и двойной проницаемости.Рис. 4. Модель трещиноватости с двумя заданными системами трещин

Проницаемость является важнейшимпараметром для оценки коэффициента извлечения нефти и проектирования режимаразработки. Прогноз проницаемости поданным сейсморазведки в настоящее время практически не применяется. Одна изнемногих работ в этом направлении принадлежит Евгению Алексеевичу Козлову. Работа была опубликована в 2009 годув журнале «First Break» (май 2009 г.).Основным выводом этой работы является заключение о том, что сейсмическиеатрибуты, которые могут быть основойдля прямого прогноза проницаемости, являются частотно-зависимыми атрибутами.

Один из таких атрибутов PERMATRнацелен непосредственно на картирование вариаций проницаемости. Анизотропия разреза, как правило, может быть связана с тонкой слоистостью, глинистостью или трещиноватостью пород. Трещиноватость горных пород в поле естественных напряжений приводит к существованию анизотропии геологических свойств и, следовательно, к анизотропии их упругих свойств. Анизотропию упругих параметров породы можно оценить по кинематическим (скорости упругих волн разных типов) параметрам, измеряя их в различных направлениях. Измеряя скорости распространения продольных и разнополяризованных поперечных волн в определенных направлениях, можно определить параметры анизотропии — тип симметрии среды, степень анизотропии, ориентацию элементов симметрии. По параметрам анизотропии можно судить о структуре порово-трещинного пространства (наличие или отсутствие пор, каверн или трещин, их количество в единице объема, эффективная пористость, проницаемость и т. д.) и ориентации преобладающей системы трещин в данной породе. Качественный анализ волновых полей волн разных типов показывает, что: При падении продольных волн на границу среды с различной анизотропией образуются проходящие и отраженные обменные волны, поляризация которых зависит от соотношения пространственной ориентации элементов симметрии контактирующих сред и ориентации лучевых плоскостей, в которых распространяются волны. При этом обменная волна, отраженная от границы изотропной и анизотропной сред (нижняя среда анизотропна), поляризована линейно и ее поляризация в горизонтальной плоскости зависит от взаимной ориентации лучевой плоскости и элементов симметрии анизотропной среды.

Проходящая обменная волна в этом случае поляризована линейно только в случае совпадения ориентации лучевой плоскости и главных элементов симметрии анизотропной среды. Проходящие через границу сред с различной азимутальной анизотропией поперечные волны изменяют свою поляризацию, расщепляясь каждая на две волны с определенной поляризацией и скоростью распространения. На кровле анизотропного интервала она меняется и становится эллиптической за счет интерференции двух поперечных волн. В процессе распространения в анизотропном интервале параметры эллипса меняются в силу разной скорости распространения интерферирующих волн.

В изотропной среде ниже анизотропного интервала параметры эллипса не меняются. По этим признакам можно, в частности, обнаружить существование анизотропии. Методы электрометрии скважин в комплексе с другими (потенциал собственной поляризации, радиометрии) позволяют выделять в разрезе проницаемые пласты с нефтью и газом. Для выражения зависимости между электрическим сопротивлением водоносной породы и величиной ее пористости в неглинистых коллекторах используют соотношениеPn = m/w, где: Pn — относительное сопротивление, равное отношению сопротивления водоносной породы, к сопротивлению воды;m — пористость;w — структурный показатель (уплотнения) породы от 1,3 до2,2 (хорошо сцементированные).Наиболее разработанными методами определения пористости пород по геофизическим данным являются:

1) удельного сопротивления пород и пластовых вод;2) потенциалов собственной поляризации;

3) плотностей надтепловых и тепловых нейтронов и активности рассеянного гамма-излучения.Данные, о пористости, полученные по данным промысловойгеофизики, сопоставляются с определениями пористости по керну. Такое сопоставление данных позволяет выделить коллекторские и неколлекторские породы, что важно для подсчета суммарной мощности коллекторов в разрезе. Частота точек отбора образцов для изучения физических свойств по керну, обусловлена характером отложений и увеличивается с изменением неоднородности литологического состава пород через два-три метра. Заключение

По оценкам геологов в карбонатных отложениях содержится 60% мирового запаса нефти. В этих породах нефть локализуется не в антиклиналиях, а распределяется по более сложному закону, определяемому коллекторами и каналами миграции флюидов, контролируемыми зонами трещиноватости и/или кавернозности и карстования. Анализ современных подходов и технологий изучения сложно построенных карбонатных сред позволяет сделать вывод о достаточно богатом арсенале средств, с помощью которых можно решать самыесложные геологические задачи, а практические примеры убеждают в целесообразности их использования. Все это в совокупности направлено на углубленное изучениегеологической среды, способствующеесозданию более детальной геологическоймодели месторождения, которая позволитоптимизировать последующую разработку, минимизировать операционные затраты, увеличить добычу и продлить периодэксплуатации объекта. Список использованной литературы

М.А.Тугарова «Породы-коллекторы. Свойства, петрографические признаки, классификации» Учебное пособие, С-Петербург, 2003

Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение М. Недра, 1969

Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа. Под редакцией В. Б. Левянта. Москва: ЦГЭ, 2010.