Математика/Теория вероятностей и математическая
статистика
К.т.н.
Агзамов А.А., к.г.-м.н. Хайитов О.Г.
Узбекский научно-исследовательский и
проектный институт нефтегазовой промышленности, Ташкентский государственный
технический университет, Республика Узбекистан
Прогнозирование
пористости горных пород на больших глубинах
В
настоящее время в связи с уменьшением фонда перспективных структур на небольших
глубинах (2500-3000 м) ежегодно увеличивается количество открываемых и вводимых
в разработку месторождений нефти залегающих на больших глубинах. Анализ
опубликованных работ по нефтегазоносным провинциям мира свидетельствует, что в
интервале глубин 4500-8100м уже разрабатываются более 1000 месторождений.
Нефтяные, газовые и нефтегазовые месторождения на больших глубинах открыты и
разрабатываются в США (Паккет, Кояноса, Бастиэн Бэй, Локридж, Гомес, Бэй Маршан-Тимбалье,
Бэй-Кайу-Айленд, Уэст-Дельта, Гранд-Айл, Саут-Пасс и Бэю Сейл), Франции (Лак,
Мейон-Рус), Мексике (Кантарель, Бермудес), Италии (Малосса), Египте (Абу-Мади),
Канаде (Дил-Бейси), Венесуэле (Лягунильяс), Ливии (Бу-Аттифель), Тринидад и
Табаго (Норте Марино-Сольдадо-Физабад, Тик),
Аргентине (Мендоса, Санта-Крус). Немало месторождений, в которых нефть и
газ залегают на глубинах 4500-7520м открыты и на территории СНГ. Они выявлены в
Предкарпатском и Предкавказском прогибах, Печорской и Днепровско-Донецкой
впадинах, Оренбургском Приуралье, на Астраханском своде, в Каспийском море,
Туркмении, Казахстане, Азербайджане и других районах /1/.
Ряд
месторождений на больших глубинах открыты также в Ферганской впадине Республики
Узбекистан, эффективность разработки которых значительно ниже чем на
традиционных объектах, залегающих на небольших глубинах. Проблемы разработки
подобных месторождений ранее были рассмотрены в работах Hottman
C.E., Johnaon R.K., Eaton
B.A.,Wooley G.R., Prachner W., Jrmatov E.K., Huzhaerov B.H., и др.(2, 3, 4, 5 и
др.) Из результатов выше указанных
работ вытекает, что эффективность разработки месторождений на больших глубинах
во многом зависит от фильтрационных и емкостных свойств коллекторов.
Средняя глубина продуктивных пластов месторождений Ферганской впадины
изменяются от 500-600 м на прибортовых зонах до 6-7 км в центральной её части,
что позволяет проследить за изменениями многих свойств коллекторов.
В
данной работе принимая те же подходы и методические приемы, использованные в
/2, 3, 6/ произведена оценка пористости
пород-коллекторов продуктивных горизонтов месторождений Ферганской
впадины. Было обработано результаты более 200 экспериментальных исследований. Несмотря на разброс пористости, определенных
экспериментально на керновых материалах, прослеживается явная тенденция её
уменьшения с ростом глубины залегания горизонтов. Установлено, что в условиях
прогрессирующего нагружения осадочных пород пористость до глубины примерно 1500
м снижается довольно резко – до 25-25 % по отношению к поверхностной, а до
глубины 3000 м – на 5-10 %. При дальнейшем увеличении глубины открытая
пористость уменьшается ещё медленнее -
0,8 – 1,0 % на каждые 1000 м погружения и на глубинах 6000 – 7000 м составляет
1 – 3 %. Полученные результаты достаточно хорошо согласуются со средними
значениями открытой пористости
определенных в лабораторных условиях.
Для изучения влияния глубины залегания, т.е.
давления вышележащих толщ на коллекторные свойства пород, во ВНИИГеофизике под
руководством Г.М.авчана и З.Б.Стефанкевича на установке УФС-2 были выполнены
специальные исследования /7/. При изучении относительного изменения объема
порового пространства (пористости)
∆Vп/ Vп от горного давления для
пород глубокозалегающих месторождений Бакинского архипелага водонасыщенный
образец устанавливается в камере высокого давления и постепенно нагружался.
Замеры производились последовательно при горном давлении, равном 2,5; 5; 10;
20; 35; 50; 75 и 100 МПа. При этом относительно изменение пористости этих отложений
составляет 2-3% при горном давлении 10 МПа и 7-7,5% при 100 МПа.
Естественно, что экспериментальные зависимости пористости от горного
давления будут более тесными, чем зависимости, полученные путем их коррекции по
керновым данным. Т.к. исследования образцов керна показывают изменения
пористости с учетом эффективного горного давления, которая в зависимости от
величины аномальности пластового
давления могут быть различной при одних и тех же глубинах залегания пласта.
Такие исследования дают возможность определить влияние аномальности пластового
давления на пористость и механические свойства пород коллекторов.
В
работе /7/ так же приведены результаты изучения влияния глубины на пористость
природных агрегатов путем обработки экспериментальных данных почти по 600
образцам пород калинской свиты месторождений Карачухур-Зых, Гоусаны, о.
Песчаный, Туркяны, Кала, Зыря, Гюргяны-море, Грязевая Сопка. Нефтяные камни в
интервале глубины от 1010м до 4660м. с изменением глубины средняя пористость
всех типов коллекторов уменьшается от 22,2 до 13,3, т.е. примерно 2,5% на
каждую 1000м. В том же интервале пористость песков изменяется от 27 до 15,7%
т.е. примерно на 3% на каждую 1000м, а пористость глин – от 20,3 до 3,8%, т.е.
на 4,5% на каждую 1000м.
Изменение пористости песчаников от глубины
залегания горизонта ККС неогеновых отложений Ферганской впадины хорошо
описывается экспоненциальной зависимостью вида:
m = ae
bl ,
где a и b
коэффициенты, численно равные а = 21,477420;
b = -0,000486.
Для пород калинской свиты месторождений
Азербайджана она описывается такой же зависимостью, но с незначительным
различием коэффициентов:
а = 29,819076 и b =
-0,000130, что предопределила более
интенсивное снижение пористости связанное с отсутствием объектов с аномально
высокими пластовыми давлениями.
Экстраполируя полученные кривые в сторону больших глубин, можно
полагать, что на глубине 6000 м пористость коллекторов составит 0,10 – 0,14.
Таким образом, на глубине 6 км и более можно с полной уверенностью ожидать
наличие коллекторов с вполне удовлетворительной пористостью. Поскольку
зависимости экспоненциальные, дальнейшее изменение пористости происходит менее
интенсивно и на глубинах более 6 км она не на много меньше.
Литература
1. Kraiyushkin V.A. Abyssal genesis Oil and gaz deposits chemical
tricks//Oil and gaz.
- Almati, 2008. - №2 (44). – pp. 104-115.
2. Eaton B.A. Grapical method prediets geopressures world wide //World
oil, juli, 1976, pp. 100-104.
3. Woley G.R., Prachner W. Reservoir compaction loads on casings and
liners//SPE Produktion Engeeniring, February, 1988, pp. 96-102.
4. Irmatov E.K., Huzhaerov B.H., Agzamov A.H., Features of development
of deep-seated oil fields with abnormal-high formation pressure// Uzbek journal
of oil and gaz. Special edition. – Tashkent, 2012. –pp. 106-110.
5. Hottman C.E., Johnson
R.K. Estimation of formation pressuares from log-derived ahale
properties//J.Pet. Tech, june, 1965, pp. 717-722.
6. Бен А. Итон.
Использование получаемых в процессе бурения петрофизических данных для оценки
перспектив//, Нефтегазовые технологии. – Москва, 1996. - № 2-3. - с. 15-25.
7. Буряковский Л.А.,
Джафаров И.С., Джеваншид Р.Д. Прогнозирование физических свойств коллекторов и
покрышек нефти и газа. – Москва, Недра, 1982. – 200 с.