Геолого-геофизические и гидродинамические исследования карбонатных коллекторов нефтяных месторождений Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

2010 Геология Вып. 1(9)

УДК 550.832

Геолого-геофизические и гидродинамические исследования карбонатных коллекторов нефтяных месторождений

А.С. Некрасов, В.И. Костицын

Пермский государственный университет, 614990, Пермь, ул. Букирева, 15.

E-mail: [email protected]

(Статья поступила в редакцию 18 июня 2010 г.)

Предложена технология изучения физических и фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов нефтяных месторождений с различными типами структуры порового пространства. Установлено принципиальное отличие трещинно-кавернозно-порового коллектора от порового и кавернозно-порового. Показано, что поровый и кавернозно-поровый коллекторы практически не реагируют на изменение пластового давления, а трещинно-кавернозно-поровый коллектор реагирует самым существенным образом.

Ключевые слова: геофизические и геолого-гидродинамические исследования, дебит, карбонатные коллекторы, моделирование, нефтяные месторождения, проницаемость, трещиноватость.

Введение

При разработке нефтяных залежей влияние трещиноватости стало необходимым учитывать после того, как были выработаны активные запасы нефти из высокопроницаемых коллекторов порового типа и в разработку начали вовлекаться трещинно-кавернозно-поровые коллекторы с низкой поровой и высокой трещинной проницаемостью. Особенно наглядно трещиноватость проявляется на нефтяных месторождениях Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба, где естественный фон трещиноватости наиболее интенсивный, нежели на платформенной части Пермского края [1].

Влияние трещиноватости на разработку нефтяных месторождений

Проявление трещиноватости в процессе разработки карбонатных нефтеносных пластов связано со следующими аномальными явлениями:

1. Быстрое и неравномерное снижение пластового давления во всем объеме нефтя-ных залежей в начальный период эксплуатации редкой сеткой разведочных скважин и бурением первых эксплуатационных скважин

до поддержания пластового давления, а также первоочередной выработкой активных запасов трещинной нефти и определяющее влияние падения давления в трещинах на динамику общего пластового давления.

2. Значительное падение дебитов нефти и резкое снижение коэффициентов продуктивности в начальный период эксплуатации скважин, когда забойные давления еще ниже давления насыщения, а из-за быстрого падения пластового давления происходит сужение и смыкание трещин, ведущие к резкому уменьшению трещинной проницаемости.

3. Устойчивые промышленные притоки нефти по трещинам из плотных интервалов карбонатного разреза, не выделяемых по геофизическим исследованиям скважин (ГИС), но выявляемых глубинным потокометрирова-нием.

4. Неоднородная структура дебитов нефти при относительно однородном распределении эффективных пористых толщин, когда 2030% скважин, попавших в зоны трещиноватости, обеспечивают добычу 70-80% всей нефти.

5. Непредсказуемая динамика обводнения скважин при постоянном режиме нагнетания воды в пласт и резкое сокращение обводненности, обусловленное высокой скоростью движения воды по мегатрещинам и их дефор-

© Некрасов А.С., Костицын В.И., 2010

мацией (пульсацией) под воздействием колебаний пластового давления.

6. Отток (потери) закачиваемой в пласт воды под нефтяную залежь на линиях и в очагах нагнетания вследствие раскрытия вертикальных трещин под воздействием техногенного аномально высокого пластового давления (АВПД).

7. Резкое повышение дебитов и коэффициентов продуктивности добывающих скважин на участках техногенного АВПД, обусловленное раскрытием трещин и ростом трещинной проницаемости.

Если проектирование разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным трещинно-кавернозно-поровым коллекторам, ведется без учета трещиноватости и по методикам, созданным для коллекторов порового типа, то кроме названных выше аномальных явлений, эффективность разработки нефтяных месторождений ухудшают гидродинамические (фильтрационные) модели, составленные на основе статичных геологических моделей порового типа. Такие модели слабо поддаются или вообще не поддаются настройке (адаптации) по времени разработки месторождения, причем при адаптации абсолютную проницаемость геологической и гидродинамической моделей необходимо увеличивать многократно, что равнозначно введению поправок в статичные модели за трещинную проницаемость. Нередко также расчеты процесса разработки ведутся по программам, созданным для статичных геологических и гидродинамических моделей, не учитывающим деформации трещин, поэтому даже после внесения единовременных поправок за трещинную проницаемость прогнозные показатели разработки не подтверждаются фактической динамикой пластового давления, обводненности и добычи нефти, расхождение годовых показателей составляет 20-30% и более.

Подобного рода осложнения имеют место в геологической практике проектирования и разработки нефтяных месторождений ВолгоУральской нефтегазоносной провинции (им. Архангельского, Гагаринское, Кудрявцевское, Озерное, Сибирское, Уньвинское, Шершнев-ское) и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Леккерское, Медынское, Мядсей-ское, Перевозное, Тобойское месторождения)

[3].

Фундаментальная методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа в России разработана

учеными Ленинградского ВНИГРИ в 1970-х гг. и затем на протяжении 40 лет многократно усовершенствовалась различными научными школами и отдельными специалистами [2]. Следует отметить, что это не привело к созданию универсального метода изучения и системного описания трещиноватости и построения геолого-технологической модели сетки трещин, пригодной для гидродинамического моделирования и проектирования разработки трещинно-кавернозно-поровых коллекторов, например, к созданию моделей с двойной пористостью и проницаемостью типа Баренб-латта-Желтова-Кочиной, которые в настоящее время реализованы на современных программных интегрированных комплексах «FRACA» Beicip-Franlab (IFP), Shlumberger Geo-Quest Eclipse, Petroleum Services Ltd Pan System. В названных моделях уже закладываются различные параметры трещиноватости: трещинные пористость и проницаемость, коэффициент сжимаемости трещин, их густота, зависимость этих параметров от пластового давления, форма блоков, размеры трещинных зон.

Камнем преткновения для создания способа построения геолого-технологической модели сетки трещин была рассогласованность во взглядах на механизм деформации трещин при падении пластового давления. Возобладала точка зрения представителей южной школы (бывший институт СевкавНИПИнефть) и их единомышленников о том, что трещины всех структурно-иерархических уровней удерживаются в раскрытом состоянии за счет шероховатостей и неровностей их стенок, а также распорок, препятствующих смыканию трещин под воздействием геостатического давления. С трещинами даже стали отождествлять изометрические (практически несжимаемые) карстовые пустоты и другие полости, избирательно развитые по системе трещин.

Представление о недеформируемости или слабой деформируемости внутриполостного (трещинного) пространства породило и соответствующие методики интерпретации результатов гидродинамических исследований пластов в скважинах, в которых падение коэффициентов продуктивности объяснялось в первую очередь и в основном проявлением инерционных сопротивлений и только во вторую очередь - деформацией (смыканием) трещин. Такой подход в какой-то степени оправдывал себя на практике в геосинклиналь-ных районах с чисто трещинными коллекто-

рами и аномально высоким пластовым давлением в залежах, так как текущие пластовые и забойные давления не опускались ниже критического давления смыкания трещин (минимального бокового горного давления), а дебиты нефти были высокими. Напротив, в платформенных регионах (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция) с трещинно-кавернозно-поровыми коллекторами и гидростатическим начальным пластовым давлением в залежах, где текущие пластовые и забойные давления опускаются ниже критического давления смыкания трещин (минимального бокового горного давления), а дебиты нефти относительно небольшие и, следовательно, инерционные сопротивления ничтожно малы, такой подход очень сильно затрудняет изучение трещиноватости гидродинамическими методами. Очевидно, в последнем случае первопричиной снижения коэффициентов продуктивности является деформация трещин и только в очень незначительной степени -инерционные сопротивления [3].

Попытки изучения фильтрационных и других параметров трещиноватости в платформенных регионах методами, апробированными в геосинклинальных районах на залежах с чисто трещинными коллекторами и естественным АВПД, не дали достаточной и однозначной информации для создания геологогидродинамических моделей трещинно-кавернозно-поровых пластов с гидростатическим пластовым давлением.

Новая технология изучения трещинно-кавернозно-поровых коллекторов

Принципиально новый подход к геологогидродинамическому изучению трещиноватости коллекторов нефти и газа платформенных регионов и созданию новой технологии изучения трещинно-кавернозно-поровых пластов с гидростатическим пластовым давлением заключается в комплексировании сейсмических, геофизических и гидродинамических исследований скважин.

В основу создания новой технологии изучения трещинно-кавернозно-поровых пластов с гидростатическим пластовым давлением заложены следующие условия:

- трещины имеют вертикальную ориентировку по отношению к напластованию, и сила сжатия их плоских стенок определяется величиной бокового горного давления, состав-

ляющего 0,08-0,40 от полного горного давления;

- трещины имеют структурно-

иерархическую организацию, представляющую последовательно вложенные друг в друга сетки трещин разного масштаба: ультрамикротрещины (структурный уровень трещиноватости 1, табл. 1), микротрещины (структурный уровень 2), мезотрещины (3), макротрещины (4), метатрещины (5), мегатрещины (6);

- контакт объемной сетки трещин со стенками скважин осуществляется на уровне ультра-, микро - и мезотрещин, расстояния между которыми (1-20 см) соизмеримы с диаметром скважин (20 см);

- изменение коэффициентов продуктивности эксплуатационных скважин при падении пластового давления ниже бокового горного давления трещинных слоев обусловлено в основном деформацией (сжатием) трещин и незначительным проявлением инерционных сопротивлений.

Методические приемы создания новой технологии изучения трещинно-кавернозно-поровых пластов включают следующие основные операции:

1. Внутрикомплексную корреляцию разрезов скважин с целью выделения пластов-коллекторов и составления их номенклатуры.

2. Усовершенствование методики комплексной интерпретации трехмерной сейсморазведки при изучении строения залежей нефти в карбонатных коллекторах смешанного типа и выделения этих коллекторов по данным геофизических исследований скважин.

3. Оценку эффективного объема карбонатных пород с различными типами структуры порового пространства.

4. Обоснование флюидодинамической модели коллекторов смешанного типа.

5. Создание геолого-гидродинамичес-кой модели сложнопостроенных коллекторов по результатам интегрированной структурнолитологической интерпретации данных аэро-космогеологических исследований, сейсморазведки, поисково-разведоч-ного и эксплуатационного бурения.

Трещиноватость визейских терригенных отложений

Физико-геологические и фильтрационноемкостные параметры для бобриковских

Таблица 1. Классификация вертикальной трещиноватости карбонатных пород и методы их выявления

Струк- турный уровень трещи- новато- сти Тип трещин Название блоков, ограниченных трещинами Расстояние между трещинами или ширина блоков, м Вероятность вскрытия трещин скважиной, диаметр 20 см, абс. Трещинная про-ница-емость, мкм2 Методы выявления трещиноватости каждого структурного уровня

1 Ультрамикро- трещины Ультрамикро- блок Менее 0,01 1,0 до 0,001 По керну методом шлифов, измерением электропроводности, ВАК

2 Микротре- щины Микроблок 0,01-0,1 0,01-0,1 1,0 0,001- 0,01 По керну методом шлифов, измерением электропроводности, ВАК

3 Мезотрещи- ны Мезоблок 0,1-1,0 0,1-1,0 ,0 7 ,2 0, 0,01-0,1 Гидродинамические методы, визуальные наблюдения в обнажениях, шахтах

4 Макротре- щины Макроблок 1-10 0,02-0,2 0,1-1 Гидродинамические методы, визуальные наблюдения в обнажениях, шахтах, гидродинамическое моделирование

5 Мета- трещины Метаблок 10-100 0,002-0,02 1,0 Гидродинамические методы, визуальные наблюдения в обнажениях, закачка индикаторов, гидродинамическое моделирование

6 Мега- трещины Мегаблок 100-1000 100-1000 0,0002-0,002 1,0-0,1 Закачка индикаторов, трассировка трещин по геологопромысловым данным, аэрокосмогео-логические методы

отложений Шершнёвского, Пихтового и Сибирского нефтяных месторождений Вол-го-Уральской нефтегазоносной провинции приведены в табл. 2. Анализируя полученные данные, видим, что трещинная проницаемость при начальном пластовом давлении составляет 0,053-1,78 мкм2 или 80,493,5% от общей проницаемости пор и трещин. Трещинная пористость составляет 0,063-0,208% при пористости матрицы

11,7-19,0%. Запасы трещинной нефти равны 0,6-2,1% от общих балансовых запасов

и 1,4-2,8% от общих извлекаемых запасов в порах и трещинах. По данным исследования волнового акустического каротажа (ВАК) минимальное боковое горное давление составляет 3,75-5,0 МПа или 0,075-0,093 от полного горного давления, среднее боковое горное давление трещинных слоев - 11,0-11,5 МПа или 0,36-0,57 от полного горного давления, максимальное боковое горное давление равно 21,4-33,2 МПа или 0,665-0,667 от полного горного давления при начальном

Таблица 2. Параметры Шершневского, Пихтового и Сибирского нефтяных месторождений для бобриковских отложений

Параметры Ед. изм. Шершнев- ское Пихтовое Сибирское

Глубина залегания м 1993 2150 2340

Литологический тип коллектора поровый

Емкостно-фильтрационный тип коллектора трещинно-поровый

Полное горное давление МПа 49,82 53,8 58,5

Начальное пластовое давление МПа 20,59 24,5 24,5

Давление насыщения МПа 11,87 11,4 16,2

Минимальное боковое горное давление МПа 3,75 5,0 4,4

Среднее боковое горное давление трещиноватых слоев МПа 11,0 11,5 11,5

Максимальное боковое горное давление МПа 33,2 23,9 21,4

Общая толщина м 18,5 36,0 32,2

Эффективная толщина м 6,7 8,6 15,7

Плотная толщина м 11,8 27,4 16,5

Трещинная толщина м 10,9 7,9 14,3

Коэффициент эффективной толщины д.ед 0,36 0,24 0,35

Коэффициент охвата трещиноватостью общей толщины д.ед 0,59 0,92 0,44

Коэффициент охвата трещиноватостью эффективной толщины д.ед 0,82 0,91 0,91

Коэффициент охвата трещиноватостью плотной толщины д.ед 0,46 0,94 0,68

Г устота микротрещин м-1 20,0 20,0 20,0

Раскрытость микротрещин мкм 104 31,5 77,0

Трещинная пористость % 0,208 0,063 0,154

Пористость поровой матрицы % 19,0 11,7 0,14

Общая проницаемость мкм2 2,209 0,0567 0,302

Проницаемость поровой матрицы мкм2 0,432 0,004 0,118

Трещинная проницаемость мкм2 1,78 0,053 0,184

Коэффициент сжимаемости трещин МПа-1 5,73 Ю-2 0,0510-2 28,110-2

Коэффициент сжимаемости пор матрицы МПа-1 5,010-4 5,810-4 8,2'10-4

Балансовые запасы поровой нефти тыс.т 11170 1683 25836

Балансовые запасы трещинной нефти тыс.т 128 10,3 302

Коэффициент извлечения нефти из пор д.ед 0,4 0,416 0,431

Коэффициент извлечения нефти из трещин д.ед 1,0 1,0 1,0

Извлекаемые запасы поровой нефти тыс.т 4391 700 11132

Извлекаемые запасы трещинной нефти тыс.т 128 10,3 302

Суммарные извлекаемые запасы нефти тыс.т 4519 710,3 11434

Коэффициент продуктивности скважин т/сут.МПа 95,4 2,6 37,0

Доля трещинной проницаемости в общей проницаемости при начальном пластовом давлении % 80,4 93,5 61,0

Запасы трещинной нефти в суммарных извлекаемых запасах % 2,8 1,4 2,6

пластовом давлении 20,59-24,5 МПа или 0,413-0,419 от полного горного давления. Коэффициент охвата трещиноватостью общей толщины терригенного разреза равен 0,440,92, в том числе эффективной толщины -0,82-0,91 и плотной толщины - 0,46-0,94. Густота микротрещин равна 20 м-1, расстояние между мегатрещинами составляет 750-875 м при общем количестве систем трещин от 4 до

6. Раскрытость микротрещин составляет 31,5104,0 мкм, коэффициент сжимаемости трещин составляет (0,05 -28,1) -10"2 МПа-1 при коэффициенте сжимаемости пор матрицы (5,08,2) -10-4 МПа-1.

Динамическая связь общей проницаемости с пластовым давлением имеет вид

К „ = К + К хе3Рт(Рпл - Рбок) (1)

AV пр.об AV пр.м 1 AV опр.тр'4'*' ?

где К пр.об - общая проницаемость матрицы и трещин, мкм2; К пр.об = f(P пл); К пр.м - проницаемость матрицы, мкм2; К прм = const (0,007-

0,432); К опр.тр - начальная минимальная проницаемость трещин; 3Рт = 0,15-0,172 МПа-1 -максимальный коэффициент сжимаемости трещин; Р пл - начальное пластовое давление, МПа; Р бок - минимальное боковое горное давление, равное 5,0-11,5 МПа; К опр. тр = const.

Динамическая связь трещинной проницаемости (Кпрлр) с пластовым давлением выражается следующей формулой:

Кпрлр = Кпр.м [е 3Рт(Рпл-Рбок)"1] . (2)

Трещиноватость фаменско-турнейских карбонатных отложений

Физико-геологические и фильтрационноемкостные параметры нескольких нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции для фаменско-турнейских карбонатных отложений приведены в табл. 3. Из них видно, что трещинная проницаемость при начальном пластовом давлении составляет 0,019-28,16 или 23,0-99,9% от общей проницаемости пор и трещин. Трещинная пористость равна 0,21-0,64% при пористости матрицы 9,0-12,0%. Запасы трещинной нефти составляют 7,3-45,0% от общих извлекаемых запасов в порах и трещинах.

По данным исследования волнового акустического каротажа (ВАК) минимальное боковое горное давление составляет 5,58-15,0 МПа или 0,12-0,37 от полного горного давле-

ния, среднее боковое горное давление трещинных слоев равно 16,2-23,3 МПа или 0,360,57 от полного горного давления. Максимальное боковое горное давление составляет 18,36-40,0 МПа или 0,41-0,96 от полного горного давления (41,0-60,0 МПа) при начальном пластовом давлении 16,5-26,2 МПа.

Коэффициент охвата трещиноватостью общей толщины карбонатного разреза равен

0,03-0,34, в том числе эффективной толщины

- 0,0-0,78 и плотной толщины - 0,04-0,38. Густота микротрещин равна 183,2-269,0 м-1, расстояние между мегатрещинами составляет 250-1600 м при общем количестве систем трещин от 4 до 6. Раскрытость микротрещин равна 10,0-70,0 мкм, коэффициент сжимаемости трещин - (1,65-8,61) -10"2 МПа-1 при коэффициенте сжимаемости пор матрицы (1,440,0) -10'4 МПа-1.

Динамическая связь общей проницаемости с пластовым давлением определяется также по формуле (1), где 3Рт = 0,12-0,19 МПа-1, Р бок = 4,0-7,0 МПа. Динамическая связь трещинной проницаемости с пластовым давлением выражается, как и в предыдущем случае, формулой (2).

Заключение

1. На основании выполненных исследований авторами создана технология изучения физико-геологических и фильтрационноемкостных свойств карбонатных коллекторов нефтяных месторождений с различными типами структуры порового пространства в атмосферных и пластовых условиях, являющаяся основой петрофизического обеспечения трехмерной сейсморазведки и геофизических исследований скважин, применяемых на месторождениях Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций.

2. Методики прогнозирования строения карбонатных коллекторов нефтяных месторождений по сейсмическим данным и выделения их типов по данным геофизических исследований скважин позволили выявить неоднородное строение органогенного массива, установить характер латеральной изменчивости фаменско-турнейских отложений, протрассировать границы литолого-фациальных зон, построить карты типов нефтяных коллекторов фаменско-турнейских пластов и оконтурить зоны повышенной трещиноватости.

3. Установлено, что геологические и гидродинамические модели поровых коллекторов

Таблица З. Параметры нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции для фаменско-турнейских карбонатных отложений

Параметры Ед. изм. Шерш- нев- ское Кудряв цев- ское Озер- ное Пихто- вое Сибир- ское Унь- вин- ское Гагарин- ское

Г лубина залегания м 2100 1576 1S00 2260 2400 2275 2075

Литологический тип коллектора карбонатный

Емкостно-фильтрационный тип коллектора трещинно-каверно-поровый

Полное горное давление МПа 50.3 41.0 45.0 56.5 60.0 57.5 50.6

Начальное пластовое давление МПа 20.3 16.5 1S.2 26.2 25.0 24.0 20.7

Давление насыщения МПа 11.S S.0 10.86 13.35 16.7 15.0 14.4

Минимальное боковое горное давление МПа 6.0 15.0 5.5S 10.0 6.67 6.0 S.9

Среднее боковое горное давление трещинных слоев МПа 1S.0 16.8 16.2 - 20.S 20.4 23.3

Максимальное боковое горное давление МПа 33.7 20.0 1S.36 - 40.0 33.6 37.7

Общая толщина м 79.0 65.0 153.0 144.0 24.4 6S.2 67.7

Эффективная толщина м 6.0 5.7 11.7 6.9 2.7 12.S S.3

Плотная толщина м 73.0 59.3 141.3 137.1 21.7 55.4 59.4

Трещинная толщина м 13.0 2.2 52.2 1S.7 4.1 10.0 12.7

Коэффициент эффективной толщины д.ед. 0.0S 0.31 0.6S 0.05 0.11 0.19 0.12

Коэффициент охвата трещиноватостью общей толщины д.ед. 0.16 0.03 0.34 0.13 0.17 0.15 0.16

Коэффициент охвата трещиноватостью эффективной толщиной д.ед. 0.0 0.39 0.4S 0.13 0.35 0.7S 0.37

Коэффициент охвата трещиноватостью плотной толщины д.ед. 0.1S 0.04 0.3S 0.14 0.15 0.06 0.12

Густота микротрещин м-1 1S3.2 - 230 230 230 269 230

Продолжение табл. 3

Параметры Ед. изм. Шерш- нев- ское Кудряв цев- ское Озер- ное Пихто- вое Сибир- ское Унь- вин- ское Гагарин- ское

Раскрытость микротрещин мкм 70.0 - 28 21.8 50.0 10.0 28

Трещинная пористость % 0.21 0.2 0.64 0.5 0.15 0.27 0.64

Пористость поровой матрицы % 9.0 12.0 11.0 11.4 9.0 9.2 10.0

Общая проницаемость мкм2 0.039 2S.2 0.125 0.206 1.213 2.023 0.318

Проницаемость поровой матрицы мкм 0.02 0.04 0.025 0.005 0.009 0.005 0.108

Трещинная проницае- мость мкм2 0.019 2S.16 0.100 0.201 1.204 2.01S 0.210

Коэффициент сжимаемости трещин МПа-1 6.0 -10-2 1,65 -10-2 5.62 -10-2 7.7 -10-2 8.61 -10-2 S.S5 -10-2 2.6

Коэффициент сжимаемости пор МПа-1 5.0 -10-4 40 -10-4 4.9 -10-4 1.4 -10-4 5.33 -10-4 S.0 -10-4 4.9

Балансовые запасы поровой нефти тыс. т 4161 2496 18714 1993 971 11400 3662

Балансовые запасы трещинной нефти тыс. т 3S6.1 43S 527 186 232 1040 409.7

Балансовые запасы кавер-новой нефти тыс. т 136S.S

Коэффициент извлечения нефти из пор д.ед. 0.33 0.46 0.35 0.411 0.29 0.2S5 0.417

Коэффициент извлечения нефти из трещин и каверн д.ед. 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

Извлекаемые запасы поровой нефти тыс. т 1373 1136 6718 819 283 3249 1527

Извлекаемые запасы трещинной нефти тыс. т 3S6.1 43S 527 186 232 1040 409.7

Извлекаемые запасы кавер-новой нефти тыс. т 136S.S

Суммарные извлекаемые запасы нефти тыс. т 312S 1574 7245 1005 515 42S9 1936.7

Окончание табл. 3

Параметры Ед. изм. Шерш- нев- ское Кудряв цев- ское Озер- ное Пихто- вое Сибир- ское Унь- вин- ское Гагарин- ское

Коэффициент продуктивности скважин т/сут/ МПа 8.2 53.4 6.0 11.6 14.8 100.0 78.2

Доля трещинной проницаемости в общей проницаемости при начальном пластовом давлении % 49.0 99.9 87.0 97.6 99.3 99.7 23.0

Запасы трещинной нефти в суммарных извлекаемых запасах % 12.3 27.8 7.3 18.5 45.0 24.2 21.1

являются статичными, практически не испытывающими упругих деформаций пласта. Этот принцип статичности заложен в основу методов проектирования и разработки залежей нефти в коллекторах порового типа. Трещинно-кавернозно-поровые коллекторы представляют среду, состоящую из кавернозно-пористой матрицы, разбитой трещинами на разновеликие блоки. При изменении пластового давления кавернозно-пористая матрица почти не испытывает упругих деформаций, а ее абсолютная газопроницаемость практически постоянна. Установлено, что

Библиографический список

1. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988. 148с.

геологические и гидродинамические модели трещинно-кавернозно-поровых коллекторов являются динамичными, испытывающими упругие крупномасштабные деформации пласта. Показано принципиальное отличие тре-щинно-кавернозно-порового коллектора от порового и кавернозно-порового, заключающееся в том, что поровый и кавернозно-поровый коллекторы практически не реагируют на изменение пластового давления, а трещинно-кавернозно-поровый коллектор реагирует самым существенным образом.

2. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с.

3. Некрасов А.С. Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов нефтяных месторождений / Перм. ун-т. Пермь, 2006. 422с.

Geological-Geophysical and Hydro-Dynamical Studies of Carbonate Reservoirs of Oil Deposits

A.S. Nekrasov, V.I. Kostitsyn

Perm State University, 614990, Perm, Bukirev st., 15 E-mail: [email protected]

A new technique is proposed to study physical and porosity & permeability properties of carbonate reservoirs of oil deposits with various pore structure types. The principal difference of fractured cavernous-porous reservoir from porous reservoir and cavernous-porous reservoir has been defined. It has been stated that porous reservoir and cavernous-porous reservoir virtually do not react to the formation pressure change while fractured cavernous-porous reservoir reacts to it quite significantly.

Key words: geophysical and geological-hydro-dynamical study, debit, carbonate reservoirs, modeling, oil deposits, permeability and fracture porosity.

Рецензент - доктор технических наук И.Н. Жуланов