УДК 553.98:550.812 (477.5)
Візуалізація тріщинуватості за результатами геологічної інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень свердловин
Хтема А.В.
Товариство з обмеженою відповідальністю ”Феррекспо сервіс” м. Київ, Україна
Visualization of jointing on the results of geological interpretation of materials of well survey
A.V. Khtema
Public limited company ”Ferrexpo service”, Kyiv, Ukraine
Знання деяких принципів легко компенсує незнання деяких фактів.
К. Гельвецій
Відомо, що значна частина світових запасів нафти і газу приурочена до колекторів тріщинувато-порового типу. Тріщинуватість геологічного середовища обумовлює існування ділянок високорентабельного видобутку вуглеводнів і є неодмінним чинником формування їх комерційних скупчень навіть у низькопористих утвореннях. Інтенсивність тріщинуватості, як правило, збільшується із зростанням глибини, а розкриття колекторів тріщинувато-порового типу в ряді випадків спричиняє значні ускладнення при бурінні та освоєнні свердловин. Характерною особливістю тріщинуватості є її висока чутливість до зменшення пластового тиску, через те, що збільшення ефективної напруги призводить до швидкого змикання тріщин та суттєвого зменшення проникності. На даний час загальновизнаного способу оцінки тріщинуватості геологічного середовища за допомогою геофізичних методів досліджень свердловин не існує, а її масштабність обумовлює недостатню інформативність результатів петрофізичних досліджень спорадично відібраного керна [1-7].
Появу тріщинуватості, зазвичай, спричиняють перемінні в часі зовнішні сили, під дією яких послаблюються та руйнуються внутрішні структурні зв’язки між окремими елементами мінерального скелету. В процесі розривних деформацій, по поверхні водно-колоїдної плівки, що оточує мінеральні частинки, порушується в тій чи іншій мірі цілісність геологічного середовища. Через те, тріщинуватість є неодмінним атрибутом його напружено-деформованого стану, а міжзернова та тріщинувата порожнистість - окремими різновидами загальної порожнистості. Рух природного розчину одночасно відбувається як по гідродинамічно-сполучених (відкритих) порах, так і по системі гідродинамічно-сполучених (відкритих) тріщинах.
Дана стаття, яка присвячена демонстрації результатів вирішення сукупності геоінформаційних задач стосовно візуалізації тріщинуватості геологічного середовища, є другим етапом розпочатих раніше досліджень по виявленню аномалій типу «поклад» за допомогою геологічної інтерпретації каротажних діаграм1 та створення інтегральних фізико-математичних моделей2 геопараметрів, що обумовлюють зміни в траєкторії та швидкості руху природного розчину [8].
З метою конкретизації показників тріщинуватості, задіяних при дослідженнях, надаємо їм зміст, якого будемо дотримуватись у подальшому.
Kоефіцієнт ситуативної порожнистості тріщин (tpmtr) – числова безрозмірна величина, яка характеризує поточно змінне відношення об’єму мега-, макро- і мікротріщин (tpVtr, тис.м3) до загального об’єму геологічного середовища, що досліджується на даному проміжку часу в межах локальної ділянки формального простору (tpV, тис. м3):
Відповідно до існуючої класифікації способів отримання нової геологічної інформації [9], відомості про тріщинуватість напружено-деформованого геологічного середовища були отримані опосередковано – через трансформацію математичним шляхом особливостей хвильової геометрії діаграм каротажу, використання нелінійних принципів їх інтерполяції та екстраполяції в позасвердловинному просторі за фізичними міркуваннями в діапазоні залягання ізохронних інтервалів водонафтогазоносної міжреперної товщі xt-13/16 N–ського родовища [8].
З метою покращення візуального сприйняття даних, зображених на рис. 1-3 та рис. 7, величини ізохронних інтервалів, різні за проміжками безрозмірного геологічного часу (t) та глибинами (Н), розглядались як однакові.
На рис. 1 наведені вертикальні трубки загальної пористості, порожнистості тріщин та міжзернової порожнистості, отримані за допомогою геологічного каротажу3 у вузловій точці 25|22.
3Геологічний каротаж – множина розрахунків, які здійснюються в межах фізико-математичної моделі геологічної середовища з метою отримання в заданому напрямку в числовому та графічному вигляді характеристик окремих фізичних параметрів гірських порід та природного розчину в залежності від глибини або часу.
Найбільш характерні конфігурації вертикальних трубок порожнистості тріщин, що були розраховані в різних вузлових точках, та їх взаємозв'язок із похованими стратиграфічними неузгодженнями (інтервали t-89, t-5051, t-9697, t-9899, t-128129, t-222223), зображені на рис. 2.
Рис. 3 демонструє характер змін з глибиною максимальних величин коефіцієнтів загальної пористості та тріщинуватості по кожному окремому ізохронному інтервалу в межах всієї ділянки досліджень. Їх співставлення із гістограмою розподілу по розрізу кількості продуктивних свердловин дозволило встановити три рівні аномально високої тріщинуватості, які тісно пов’язані із поверхнями похованих стратиграфічних неузгоджень, та закономірний зв'язок між локальним максимумом коефіцієнта загальної пористості і нафтогазоносністю інтервалу xt-35/84, доля видобутку вуглеводнів із якого складає 80 % від накопиченого видобутку в цілому по родовищу. Звертає на себе увагу значна тріщинуватість низькопористого інтервалу xt-52/55, літологічно представленого переважно глинистими утвореннями, які просторово розташовані посеред товщі з максимальною нафтогазоносністю. Принагідно зазначимо, що підвищена проникність глинистих порід у межах продуктивного розрізу, яка пояснюється їх тріщинуватістю, була встановлена і при дослідженні процесу фільтрації флюїдів за результатами експлуатації Шебелинського газоконденсатного родовища [10]. Крім того, на особливу увагу заслуговує і те, що локальний максимум нафтогазоносності в діпазоні xt-143/155 (позначений на рисунку знаками ?!), представлений ізохронними інтервалами потужністю від 0,4 до 1,5 метрів, які характеризуються розрахованими значеннями коефіцієнта загальної пористості 0,020-0,040. У цьому діапазоні в розрізі опорної свердловини №1 теригенні нафтогазонасичені колектори за результатами геофізичної інтерпретації діаграм ГДС характеризуються коефіцієнтами пористості, що досягають значень 0,08-0,011. Якщо врахувати застереження фізика-теоретика В. Гейзенберга стосовно того, що "…те, що ми спостерігаємо – це не сама природа, - а природа, яка виступає в тому вигляді, в якому вона виявляється завдяки нашому способу постановки питань", то існування розбіжностей пояснюється тим, що розраховані значення тих чи інших геопараметрів, числові значення яких умовно приурочені до окремих взаємопов’язаних вузлових точок інтегральної фізико-математичної моделі, характеризують усереднені властивості геологічного середовища. Проте невідповідність між дискретністю розрахункових точок (РТ) по вертикалі (0,4-1,5 метрів) та горизонталі (100 метрів), що обумовлено сіткою пробурених свердловин, при наявності прошарків невеликої потужності та обмеженим розповсюдженням по площі, в умовах, коли літологічно "однорідні" пласти є різновіковими в різних своїх частинах (закон М.А. Головкінського), може спричинити появу певних розбіжностей між реально існуючими та розрахованими величинами. За наявності ситуації, що зображена на рис. 4, яка є однією із можливих, прошарок піщано-алевролітових відкладів з коефіцієнтом загальної пористості 0,100 і площею розповсюдження 50 х 50 метрів, вкупі з глинисто-алевролітовими утвореннями із коефіцієнтом загальної пористості 0,010, в межах елементарної чарунки 100 х 100 метрів буде характеризуватись фактично неспостережуванимусередненим коефіцієнтом пористості 0,030. Тому, ймовірність появи недостатньо коректного, із геологічної точки зору, результату, який одночасно є коректним з позицій абстрактної математики, потребує гармонізації дискретності РТ, як по вертикалі так і по горизонталі, та створення в досяжному майбутньому методології та технології розрахунків точкових фізико-математичних моделей. Враховуючи ту обставину, що "жоден із геофізичних методів не дозволяє надійно класифікувати колекторні пласти на нафтоносні і водоносні" [11, с. 17], використання при геологічній інтерпретації каротажних діаграм не тільки інтегральних, але і точкових фізико-математичних моделей буде сприяти виявленню в розрізі раніше пробурених свердловин пропущених нафтогазоносних об’єктів.
Картографічна модель числових значень коефіцієнтів тріщинуватості (tpКtr)міжреперної товщі xt-13/16 дозволила локалізувати ділянку максимальної тріщинуватості, або максимального розвитку розривних деформацій, яка в плані співпадає із гіпсометрично припіднятим участком (рис. 5).
Рис. 6 ілюструє наявність у межах ділянки максимальної тріщинуватості, в умовах переходу від низькопористих до високопористих утворень, наскрізного субвертикально розташованого об’єкта ("вхід-вихід", де здійснюється активний обмін енергією (масою) із навколишнім середовищем?), у межах якого геологічне середовище характеризується аномально високою тріщинуватістю.
На рис. 7 зображені результати досліджень характеру тріщинуватості та фільтраційно-ємнісних властивостей товщі xt-13/16 у точках, що розташовані в межах ділянок максимальних (вузлова точка 30|23) та мінімальних розривних деформацій (вузлова точка 30|10). Їх співставлення дозволило встановити ряд відмінностей, що наведені в порівняльній таблиці.
Рис. 8 демонструє не тільки наявність однакової, незалежно від глибини, фізико-математичної поведінки окремих різновидів осадових утворень, але і прогресуюче зростання їх тріщинуватості в межах ділянки максимального розвитку розривних деформацій. В цих умовах навіть незначне зменшення об’єму міжзернової порожнистості, відповідно до принципу Ле Шател’є – Брауна, коли "люба дія, яка виводить будь-яку систему із рівноваги, викликає в ній процеси, які направлені на послаблення її результату", спричиняє значне зростання тріщинуватості. Через те, осадові утворення з надвисоким ступенем ущільнення мінерального каркасу, в принципі, можуть одночасно набувати і властивостей зверхрозущільненого середовища.Таким чином, діалектичне поєднання взаємовиключних фізичних характеристик створює необхідні передумови для наступного переходу речовини із твердого стану в аморфний, коли різнорідна консолідована речовина починає вести себе і як однорідна високов’язка рідина.
Тенденції зафіксовані на рис. 9 свідчать про існування в межах ділянки максимального розвитку розривних деформацій точки псевдо-роздвоєння, з координатами, в даному конкретному випадку, tpm=0,012, tpmtr=tpmz=0,006, "перестрибнувши" яку порово-тріщинувате середовище стає тріщинувато-пористим.
Таким чином, "нерукотворне" відтворенняза допомогою математичних символів та цифрових знаків5-ти вимірного континууму (Х, У, Z, t,показники тріщинуватості) дозволило не тільки підвищити інформативність геологічної інтерпретації каротажних діаграм, але і отримати низку конкретних ознак, які можна використовувати в якості діагностичних при виявленні ділянок максимального розвитку розривних деформацій.
Підбиваючи підсумок вищевикладеному, необхідно зазначити, що існування об’єктів з діаметрально протилежними тенденціями і суттєві відмінності між фільтраційно-ємнісними параметрами міжзернової та тріщинуватої порожнистості прямо вказує на можливість функціонування в межах водонафтогазоносної товщіxt-13/16 гідродинамічно-двоякого середовища.Останнє потрібно враховувати при визначенні швидкості фільтрації та траєкторії руху висхідних та низхідних потоків природного розчину окремо, як по системі гідродинамічно-сполучених пор, так і по системі гідродинамічно-сполучених тріщин.
ЛІТЕРАТУРНІ ДЖЕРЕЛА
1. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Донгарян Л.Ш., Каракин А.В., Повешенко Ю.А. Современные представления о формировании скоплений углеводородов в зонах разуплотнения верхней части коры. // Геология нефти и газа – 2003. - № 1. – С. 2-8.
2. Маєвський Б.Й., Манюк М.І., Храбатинко І.В., Хомин В.Р. Вплив тектонічної тріщинуватості на характер нафтоносності та продуктивності свердловин на родовищах Прикарпаття. // Теоретичні та прикладні проблеми нафтогазової геології та промислової геофізики: Зб. наук. праць. К., 2000. – С. 110-118.
3. Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Поиски и разведка месторождений углеводородов на базе геосолитонной концепции дегазации Земли. // Геология нефти и газа – 2006. - № 2. – С. 2-7.
4. Лопатин Н.В., Зубайраев С.Л. Природные резервуары в кремнисто-глинистых нефтематеринских толщах как перспективный источник коммерческой нефтеносности. // Нефть и газ -2006. - №1. – С. 8-24.
5. Лимбергер Ю. Расчеты и просчеты. // Нефтегазовая вертикаль – 2005. - № 3. – С. 8-15.
6. Омельченко В.Г., Трубенко О.М. Оцінка розкритості тріщин при проведені гідродинамічних досліджень. Науково-технічна конференція «Перспективи нарощування та збереження енергетичних ресурсів України»: Зб. Наук.праць. - Івано-Франківськ: Факел, 2006. – С. 80-84.
7. Толстой М.И., Гожик А.П. "Динамическая" петрофизика и основные перспективы ее использования. Геофизический журнал №3, 2007, т.29. С.15-24.
8. Хтема А.В., Хтема В.М. Пізнавальні аспекти візуалізації фільтраційно-ємнісних властивостей водонафтогазоносних надр у міжреперному просторі.// Геоінформатика – 2009. - № 4. – С. 64-79.
9. Червонный В.Г. Четыре пути получения новой геологической информации об одиночных объектах. // Мінеральні ресурси України – 2007. - № 4. – С. 30-34.
10. Огняник М.С., Лютий Г. Г. Передумови фільтрації флюїдів через слабопроникні шари глинистих порід глибоких горизонтів Дніпровсько-Донецької западини. Зб. наук. праць. Вип. 2. – К., УкрДГРІ, 2005. - С. 161-172.
11. Хургин Я.И. Проблемы неопределенности в задачах нефти и газа. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004.– 320 с.
Автор: А.В. Хтема
СПИСОК РИСУНКІВ
Рисунок 1 – Площа N. Товща xt-13/16. Вузлова точка 25|22. Вертикальні трубки пористостей
Рисунок 2 – Площа N. Товща xt-13/16. Характерні конфігурації вертикальних трубок порожнистості тріщин (tpmtr.)
Рисунок 3 – Площа N. Товща xt-13/16. Графіки максимальних величин коефіцієнтів тріщинуватості (tpmtr.) та загальної пористості (tpm.)
Рисунок 4 – Середня загальна пористість (tpm.) геологічних утворень в межах елементарної чарунки
Рисунок 5 – Площа N. Товща xt-13/16. Картографічні моделі гіпсометрії покрівлі (Ах) та коефіцієнта тріщинуватості (tpКtr)
Рисунок 6 – Площа N. Товща xt-13/16. Масив значень коефіцієнтів тріщинуватості (tpКtr) та загальної пористості (tpm.). Профіль по лінії І-І
Рисунок 7 – Площа N. Товща xt-13/16. Вузлові точки 30|23 та 30|10. Діаграми фільтраційно-ємнісних властивостей та тріщинуватості геологічного середовища за результатами вертикального геологічного каротажу
Рисунок 8 - Площа N. Товща xt-13/16. Вузлові точки 30|23 та 30|10. Характер залежностей між коефіцієнтами тріщинуватості (tpКtr) та міжзернової відкритої порожнистості (tpmzv)
Рисунок 9 - Площа N. Товща xt-13/16. Вузлові точки 30|23 та 30|10. Характер залежностей між коефіцієнтами міжзернової порожнистості (tpmz), порожнистості тріщин (tpmtr) та загальної пористості (tpm)
РЕЗЮМЕ
Виконана робота демонструє додаткові можливості отримання нових знань шляхом геологічної інтерпретації каротажних діаграм. За допомогою інтегральних фізико-математичних моделей досліджено характер тріщинуватості водонафтогазоносної товщі.
РЕЗЮМЕ
Выполненная работа демонстрирует дополнительные возможности получения новых знаний путем геологической интерпретации каротажных диаграмм. При помощи интегральных физико-математических моделей исследован характер трещиноватости водонефтегазоносной толщи.
RESUME
Executed research work shows additional possibilities of receiving a new knowledge by means of geological interpretation of well logging. The nature of jointing of water-oil and gas mass was studied thought the instrumentality of physico-mathematical models.
khtemam в друзья
