Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.17, доктор геолого-минералогических наук Черницкий, Андрей Владимирович

• Черницкий, Андрей Владимирович
• доктор геолого-минералогических наук
• 1998

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Черницкий, Андрей Владимирович

Содержание

Стр.

1. Введение

2. Особенности изучения карбонатных трещиноватых коллекторов

2.1 Характеристика пустотного пространства карбонатных пород

2.2 Методология изучения карбонатных трещиноватых коллекторов

2.3 Методические рекомендации и определения параметров трещиноватых коллекторов

3. Особенности подсчета запасов нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах

4. Моделирование нефтяных залежей в карбонатных коллекторах

5. Геологическое моделирование Тенгизского нефтяного месторождения

5.1 Современные представления о геологическом строении местородения

5.2 Обоснование нижней границы залежи

5.3 Физико-химические свойства нефти и газа

5.4 Типы продуктивных коллекторов

5.5 Методы исследования основных параметров и характеристик пород

5.6 Дифференцированный подсчет запасов

5.7 Геологическое моделирование залежи

5.8 Подготовка исходных данных

5.9 Настройка модели

5.10 Результаты моделирования

5.11 Моделирование деформации продуктивной толщи в процессе разработки

5.12 Некоторые геологические аспекты рациональной технологии разработки Тенгизского месторождения

6. Геологическое моделирование " пилотного" участка Юрубчено-Тохомского нефтегазового месторождения

6.1 Структурная модель

6.2 Фильтрационная модель

7. Особенности реализации методики моделирования на средних месторождениях

7.1 Геологическая модель Ардалинского месторождения

7.2 Геологическая модель Белокаменного месторождения

7.3 Геологические модели нижнепермских залежей Торавейского и Варандейского месторождений

8. Анализ и обобщение опыта построения геологических моделей

для месторождений с карбонатными трещиноватыми коллекторами

9. Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах»

1. ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Почти половина мировой добычи нефти приходится на месторождения, на которых залежи приурочены к карбонатным коллекторам. В Российской Федерации, где в нефтедобыче доминируют месторождения Западной Сибири с преимущественно пластовыми залежами и терригенными коллекторами, на долю карбонатных коллекторов приходится около 10% добычи нефти. Это различие обусловлено структурой разведанных запасов нефти: если в мировом балансе карбонатные коллекторы содержат до 50% разведанных запасов, то в России по данным В.К.Гомзикова разведанные балансовые запасы в карбонатах составляют 15% (извлекаемые - 13%). Однако открытие и освоение в последние годы ряда новых крупных нефтяных месторождений в Прикаспийской, Тимано-Печерской нефтегазоносных провинциях, в нижнем Приангарье свидетельствуют, что роль карбонатных коллекторов в развитии нефтяной промышленности России будет возрастать. Имеются в виду новые месторождения в Волгоградской, Саратовской, Архангельской областях, республике Коми, в Юрубчено-Тохомской зоне Красноярского края и др. В этой связи значительно возрастают требования к методологии изучения залежей в карбонатных коллекторах, к качеству и достоверности подсчета запасов нефти в них, к точности геологических моделей, Вместе с тем, объективно сложилась ситуация, когда доминирование в запасах и добыче нефти определило преимущественное развитие методов моделирования применительно к пластовым залежам и терригенным коллекторам. Залежи же в карбонатных коллекторах, в силу

специфики литологических и физических свойств этих пород, характеризующиеся, как правило, массивным типом, требуют специальных подходов и методик, как в отношении их изучения, оценки параметров и запасов, так и, особенно, в методологии геологического моделирования. Представленная работа ориентирована на заполнение этой "ниши", на разработку методических принципов и средств реализации геологического моделирования массивных нефтяных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах. Актуальность темы обусловлена не только нарастающим числом потенциальных объектов такого моделирования, но и общим быстрым развитием компьютеризации геологического обслуживания разведки и разработки нефтяных месторождений, предполагающей взаимосвязь и комплектование различных методик обработки геологической информации.

Цель работы. Создание методики трехмерного геолого-математического моделирования массивных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах для описания емкостно-фильтрационной неоднородности резервуаров, дифференцированного подсчета запасов нефти и формирования параметрической основы для гидродинамических расчетов, проектирования и анализа разработки месторождений.

Основные задачи.

-Анализ и оценка сравнительной эффективности современных методов изучения и определения параметров и характеристик карбонатных трещиноватых коллекторов;

- Обоснование методики дифференцированного подсчета запасов нефти в карбонатных трещиноватых породах на основе

раздельных кондиций для трещинной и матричной составляющих коллектора;

-Разработка принципов геометризации массивных залежей при их компьютерном моделировании на основе различных схем соотношения внешней формы и внутренней неоднородности резервуара;

-Разработка принципов типизации карбонатных трещиноватых коллекторов по качественным различиям в структуре пустотного пространства породы, определяющим условия и формы содержания и фильтрации флюидов;

-Обоснование вероятностного подхода к параметрическому заполнению моделей в сочетании с корректировкой формируемых цифровых полей по фактическим данным или с учетом дополнительной внескважинной информации;

-Адаптация методики моделирования на конкретных месторождениях с массивными залежами в карбонатных трещиноватых коллекторах.

Методы решения. Основными средствами изучения рассматриваемых проблем были геолого-промысловый анализ и методы компьютерного моделирования.

- К средствам геолого-промыслового анализа относятся: постановка, выполнение и интерпретация результатов широкого круга исследований по различным аспектам изучения карбонатных трещиноватых пород. Особая роль при этом отводилась программе специальных исследований по качественному описанию и количественной оценке структуры пустотного пространства породы - базисного элемента емкостно-фильтрационной неоднородности коллектора;

-Значительное место занимали также теоретические и экспериментальные исследования по изучению деформационных свойств карбонатных пород, играющих важную специфическую роль в строении крупных массивных залежей;

-Важное значение при составлении модели каждого конкретного месторождения имел общегеологический анализ условий формирования продуктивной толщи, ловушки и залежи;

-Геолого-промысловый анализ дополняется созданием алгоритмов программ, объединением программных продуктов в единый комплекс геологического моделирования, выполнением многовариантных расчетов и построений с целью оптимизации общих методических принципов моделирования массивных залежей.

Научная новизна. Предложен методический подход, позволяющий усовершенствовать технологию геологического моделирования массивных нефтяных залежей, учитывающий специфику емкостно-фильтрационной неоднородности карбонатных трещиноватых коллекторов. Главный методический принцип - двойное решение послойного и поуровневого моделирования. Основными элементами предложенной методики являются: внешняя и внутренняя геометризация резервуара, позволяющая расчленить объект на природно геологические элементы; типизация коллекторов, как средство описания внутренней структуры объекта; и параметрическое заполнение модели с использованием вероятностной технологии.

Разработан программный комплекс, реализующий выработанные методические принципы путем формирования 3-х мерных псевдослоистых геолого-математических моделей.

Выполнено моделирование ряда залежей массивного типа в различных геологических условиях.

Различными средствами моделирования проведено масштабное изучение Тенгизского нефтяного месторождения, разработана принципиально новая концепция строения месторождения, выполнены оценки вероятных техногенных последствий его разработки и с целью их предотвращения предложен ряд технологических приемов разработки, на которые получены патенты РФ.

Основные защищаемые положения.

1.Программно-целевое построение разведки и информационное обеспечение освоения месторождения, учитывающего специфические свойства крупных карбонатных массивов, а также особенности методологии изучения, оценки запасов и моделирования приуроченных к ним залежей.

2.Критерии типизации коллекторов и принципиальная схема выделения типов, основанная на различиях в структуре пустотного пространства породы и ее емкостно-фильтрационных свойств.

З.Метод и результаты дифференциации запасов в залежи на основе раздельных кондиций и параметров.

4.Метод и технология построения 3-х мерных псевдослоистых детерминированно - вероятностных геологических моделей, основанных на представлении продуктивной толщи в виде пачки тонких параллельных слоев, каждый из которых является зональной картой распространения выделенных типов коллекторов на соответствующей глубине.

5.Технология внешней и внутренней геометризации объектов в карбонатных коллекторах, заключается в

использовании набора оцифрованных пересекающихся поверхностей для описания формы залежи и реперной поверхности для задания направления простирания слоев внутри массива.

6.Комплекс геологических решений по месторождению Тенгиз, обоснование, на основе использования различных форм моделирования, границ массива, структуры залежи, распределения потенциала продуктивности и возможных деформационных проявлений в процессе разработки.

7.Детальные структурные модели других месторождений, использованные при проектировании их разработки.

Практическая ценность.

Использование представленной в настоящей работе методики геолого-математического моделирования нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах существенно повышает достоверность и эффективность исследований по изучению месторождений с такими залежами. Созданный на базе этой методики программный комплекс "Массив" многократно применялся для подсчета запасов нефти, подготовки геологических основ различных проектных документов, создания постоянно действующих геологических моделей достаточно большого числа месторождений.

Разработанная первоначально в процессе изучения и освоения уникального Тенгизского месторождения, данная методика и программный комплекс использовались в дальнейшем при решении различных геологических задач на месторождениях: Котовском, Астраханском, Памятно-Сасовском, Белокаменном, Юрубчено-Тохомском,

Харьягинском, Сотченьюмском, Ардалинском, Варандейском, Торавейском и некоторых других.

Дальнейшее использование и развитие представленной методики в практику геологических исследований на месторождениях рассматриваемого типа позволит повысить качество и оперативность этих работ и, в конечном счете, увеличить эффективность разработки нефтяных залежей.

Апробация. Основные результаты работы докладывались на Всесоюзном совещании "Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах" (г.Волгоград 1986 г., материалы совещания были изданы отдельной книгой под редакцией автора); на совещании Комиссии по изучению производительных сил и природных ресурсов (КЕПС) Академии наук СССР -"Проблемы комплексного освоения природных ресурсов Прикаспийского региона" ( Гурьев 1987 г.), на ежегодных конференциях стран членов СЭВ "Совершенствование технологии разработки залежей в трещиноватых коллекторах" (1987-1989 гг.), на международном симпозиуме по вопросам разработки нефтяных месторождений в трещиноватых коллекторах (Варна, НРБ 1990 г.); на Всероссийской конференции "Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья" (Красноярск 1996 г.); на XIV Губкинских чтениях (Москва 1996 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликованы 30 работ, в том числе 4 монографии, 20 статей [15,16, 24,31,76,87,90,92 и др.], 6 авторских свидетельств (к настоящему времени на 5 из них оформлены патенты РФ).

Объем работы. Диссертационная работа общим объемом 371 страниц состоит из введения, семи глав и заключения. Она включает 220 страниц машинописного текста, 28 таблиц, 132 рисунков, список литературы из 105 наименований.

Краткое содержание диссертации.

В первой главе рассмотрены особенности методологии изучения карбонатных коллекторов. Отмечается, что специфика карбонатных коллекторов, обусловленная их механическими и химическими свойствами, заключается в наличии развитой в той или иной мере трещиноватости и кавернозности. Именно присутствие этих элементов в структуре пустотного пространства породы определяют отличие карбонатного коллектора от терригенного. Поэтому основное внимание в анализе уделено методам и методикам по качественной и количественной оценке вторичной пустотности в карбонатных породах. Приоритет в этом отношении принадлежит прямым оценкам: петрографические анализы - метод больших шлифов (Смехов E.H., Гмид Л.П., Булач М.Х. и др.), макрометоды -изучение трещиноватости на объемных образцах (Багринцева К.И.), петрофизические методы - дифференцированное определение первичных и вторичных пустот (Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С.). Среди косвенных методов рассмотрены различные способы геофизических исследований: сопротивления, акустические и индикаторные. Анализируются также возможности различных комплексных оценок, использующие структурные факторы и результаты геофизических и гидродинамических исследований скважин.

Вторая глава посвящена особенностям подсчета запасов нефти в массивных залежах с карбонатными трещиноватыми

коллекторами. В отличие от терригенных разрезов,где литологическая расчлененность и качественные признаки фильтрации достаточно надежно позволяют выделять эффективные толщины, в карбонатных коллекторах для этой цели, как правило, используются количественные критерии. При обосновании таких "пороговых" значений необходимо учитывать сложный характер фильтрации в карбонатных трещиноватых коллекторах. Даже самые плотные разности благодаря наличию трещин могут проявлять свойства коллектора при ничтожной емкости. Поэтому для правильной оценки запасов необходимо применять различные количественные критерии и различный набор подсчетных параметров для матричной и трещинной составляющих коллектора. Обосновано применение раздельных кондиционных значений пористости для матрицы и трещин. В первом случае используются многовариантные сопоставления кумулятивных распределений пористости для коллектора и неколлектора, в зависимости от разных принятых нижних пределов проницаемости, и последующий выбор оптимального соотношения по критерию минимального радиуса пор. Во втором - эмпирические зависимости раскрытости вертикальных трещин от горно-механических условий, оцениваемых через общую пористость породы и коэффициент Пуассона.

Рассмотрены также особенности обоснования коэффициентов нефтенасыщенности. На основе раздельного набора параметров изложена методика дифференцированного подсчета запасов нефти в массивных залежах.

В третьей главе рассмотрены принципы моделирования нефтяных залежей в карбонатных коллекторах. На основе

анализа морфологических и фильтрационных особенностей таких залежей сформулированы основные элементы методики геологического моделирования: геометризация резервуара, типизация коллекторов и количественное "наполнение" модели фильтрационными параметрами. Главный принцип заключается в том, что продуктивный разрез моделируется пакетом тонких параллельных слоев, каждый из которых представляет собой зональную карту распространения выделенных типов коллекторов на определенной глубине. Рассмотрены различные схемы геометризации моделей залежи, основанные на комбинации различных оцифрованных поверхностей, определяющих форму резервуара и задающих направление простирания внутренних слоев. Дано принципиальное обоснование трех основных типов карбонатных трещиноватых коллекторов, различающихся качественным соотношением трещинной и матричной составляющих коллектора. Обосновывается вероятностный подход к параметрическому заполнению модели на основе использования индивидуальных диапазонов изменения и гистограмм распределения емкостно-фильтрационных параметров для каждого выделенного типа коллектора.

)

В результате реализации изложенных принципов / формируется 3-х мерная псевдослоистая модель массивной \ залежи, позволяющая в каждой точке резервуара с координатами Х,У (в качестве последней используется номер слоя, начиная от кровли залежи) определить открытую пористость, проницаемость и начальную нефтенасыщенность.

Модель позволяет производить визуализацию строения залежи с помощью любых заданных латеральных,

горизонтальных и вертикальных срезов, рассчитывать запасы нефти, формировать матрицы параметров для гидродинамических расчетов.

Четвертая глава является основной в работе. Она посвящена рассмотрению реализации изложенных принципов изучения и геологического моделирования на примере Тенгиза -одного из наиболее известных и сложно построенных месторождений. Значительную часть раздела занимает изложение авторской концепции строения месторождения. В частности обосновывается тезис о подошве залежи, как о критической поверхности, ниже которой в силу горномеханических условий порода перестает быть коллектором. Рассмотрена типизация коллекторов продуктивной толщи и методические особенности изучения и определения параметров.

Методика геолого-математического моделирования месторождения излагается подробно с описанием всех последовательных технологических операций, объединенных в этапы: подготовка исходных данных, настройка модели и результаты моделирования. Описание сопровождается многочисленными иллюстрациями. В этой же главе рассмотрен вопрос о возможных деформациях продуктивной толщи в результате ожидаемого глубокого снижения пластового давления в процессе разработки месторождения. На базе экспериментальных и теоретических исследований даны оценки возможной величины проседания земной поверхности. Кроме того выполнены расчеты по моделированию различных вариантов реакции геологических толщ на разработку залежи.

Проблеме предотвращения негативных последствий разработки месторождения и повышения ее эффективности

посвящены также ряд технологических предложений, представленных в данной главе.

В пятой главе анализируется другой пример. Разработанная в процессе изучения Тенгизского месторождения методика геологического моделирования и созданный на ее основе программный комплекс "Массив" применены здесь для "пилотного" участка гигантского Юрубчено-Тохомского месторождения. Исследования выполнены в две стадии. Сначала составлена структурная модель Юрубчено-Вэдрэшевского участка, воспроизводящая пространственное распространение стратиграфических свит, слагающих продуктивный разрез. Затем на основе типизации коллекторов сформирована псевдослоистая фильтрационная модель собственно "пилотного" участка.

В главе шестой продолжено рассмотрение особенностей применения рекомендуемой методики моделирования в различных геологических условиях. Анализируются модели средних по размерам месторождений. На Ардалинском месторождении залежь приурочена к ловушке, образованной структурой облекания; на Белокаменном месторождении нефтеносен рифовый массив; на Варандейском и Торавейском месторождениях залежи массивного и массивно-пластового типа, соответственно, связаны с тектоническими структурами. В главе показаны возможности использования комплекса "Массив" для контроля за продвижением в процессе разработки водонефтяного контакта и для формирования цифровых матриц параметров для гидродинамических расчетов.

В главе седьмой и в заключении анализируется опыт проведения геолого-математического моделирования массивных

залежей в карбонатных коллекторах и формулируются основные выводы работы.

Представленная работа является итогом 15-летних исследований автора по проблемам изучения, подсчета запасов и геологического моделирования залежей в карбонатных коллекторах. Разработка и совершенствование методической основы этих исследований осуществлялись автором в рамках многочисленных конкретных работ по выполнению подсчетов запасов, составлению различных проектных документов на разведку, опытную эксплуатацию и разработку месторождений с массивными залежами в карбонатных коллекторах. Автор был активным участником многолетних программ международного научно-технического сотрудничества по проблемам моделирования и разработки залежей в трещиноватых коллекторах стран членов СЭВ и КНР.

Вместе с тем, подготовка настоящей диссертации была бы невозможной без поддержки и постоянного внимания к исследованиям научного консультанта работы доктора геол.-мин.наук А.Я.Фурсова. При обсуждении и решении ряда проблем на разных этапах автор сорудничал с д.г.м.н. Б.Ю.Вендельштейном, к.г.м.н. В.К.Гомзиковым, к.г.м.н. О.П.Иоффе, д.ф.м.н. Ю.Ф.Коваленко, к.г.м.н. В.М.Котельниковым, к.г.м.н. В.В.Кузнецовым, к.г.м.н. Ю.И.Марьенко, к.т.н. Б.Ф.Сазоновым, к.т.н. С.В.Сафроновым, д.г.м.н. Э.М.Халимовым, акад. С.А.Христиановичем, к.г.м.н. Г.А.Фадеевой. Всем им автор выражает искреннюю благодарность. Из обширного перечня литературных источников, использовавшихся автором, целесообразно выделить работы К.И.Багринцевой, Т.Д.Голф-Рахта,

Н.ПЛебединца, Е.Н.Смехова, А.Н.Сидорова, Е.С.Ромма, как оказавшие наибольшее воздействие на формирование представлений о природе и методах изучения карбонатных трещиноватых коллекторов.

Используемый в работе программный комплекс "Массив" разработан автором при участии специалистов программирования О.А.Лохина, А.А.Андреева, А.В.Переберина. Неоценимую помощь при оформлении диссертации оказали сотрудники лаборатории геологического моделирования месторождений с карбонатными коллекторами: И.В.Брагина, Т.М.Васильева, Н.И.Мессинева, И.И.Ромашова, Максимов С.С.. Всем им автор выражает признательность за содействие.

2. Особенности изучения карбонатных трещиноватых коллекторов. 2.1 Характеристика пустотного пространства

карбонатных пород. Карбонатные коллекторы в силу своих физико-химических свойств, подверженности растрескиванию, выщелачиванию, перекристаллизации, формируют сложную микроструктуру пустотного пространства. Трещиноватостью и кавернозностью, в той или иной мере, обладает практически любая карбонатная порода, которая может быть коллектором нефти и газа. Хотя известны залежи в карбонатных коллекторах, обладающие высокой пористостью и проницаемостью, в которых трещины играют подчиненную роль, но в этом случае методология изучения таких залежей и проектирование их разработки мало отличается от подходов, используемых для обычных терригенных коллекторов гранулярного типа. Специфика карбонатных коллекторов проявляется в условиях развитой трещиноватости при сравнительно низких емкостных и фильтрационных свойствах поровой части породы. Поэтому в настоящем исследовании основное внимание уделено карбонатным трещиноватым коллекторам. Как правило, карбонатный трещиноватый коллектор - это относительно плотная низкопроницаемая порода с развитой, в разной мере, вторичной пустотностью вследствие процессов выщелачивания и растрескивания. Пустотное пространство такой породы включает в себя следующие основные компоненты:

- первичные межкристаллические поры чрезвычайно малого размера и сложной конфигурации; размеры пустот

варьируют в диапазоне от 0,005 мкм до ОД мкм; емкость первичных пор измеряется обычно единицами процентов (1-3%), фильтрационные свойства также очень низкие, проницаемость измеряется сотыми и тысячными долями миллидарси; вследствие малых размеров первичные поры практически полностью насыщены реликтовой водой;

- вторичные поры выщелачивания, характеризующиеся большими по сравнению с первичными порами размерами - от ОД мкм до 2 мкм, и сложной извилистой формой, а также избирательным распространением в породе; аналогичные характеристики имеют пустоты, образовавшиеся в результате перекристаллизации (например, при доломитизации известняков);

- микро- и макрокаверны, представляющие собой разновидность пор выщелачивания, но отличающиеся от них большими размерами (радиус свыше 2 мкм) и более простой изометричной формой; микрокаверны достигают размера 0,5 мм, макрокаверны могут иметь размеры превышающие 1 см, к ним могут быть отнесены также пустоты карстового происхождения; при достаточно большом присутствии каверн в породе ее емкость резко возрастает и может превышать 10%; распространение каверн в породе имеет сложный характер, что связано с путями фильтрации выщелачивающих растворов; они могут располагаться цепочками или гнездообразно как среди первичных пор, так и вдоль трещин;

открытые микротрещины, преимущественно литофикационного генезиса, характеризующиеся малой протяженностью и малой раскрытостью, бессистемной ориентацией и часто являющиеся тупиковыми или оперяющими

по отношению к более крупным мезо- и макротрещинам; раскрытость микротрещин обычно не превышает 20 мкм, их емкость измеряется долями процента к объему породы, проницаемость - единицами или первыми десятками миллидарси;

- открытые мезо- и макротрещины, преимущественно тектонического происхождения, средней и большой протяженностью с раскрытостью в пластовых условиях от 20-40 мкм до 100 мкм, имеющие системную ориентацию и определяющие фильтрацию флюидов в объеме резервуара.

Сочетание в структуре пустотного пространства карбонатной породы перечисленных элементов, находящихся во взаимосвязи между собой, создает сложную, резко неоднородную емкостно-фильтрационную систему. Изучение, оценка запасов и моделирование таких коллекторов имеет много специфических особенностей.

2.2 Методология изучения карбонатных трещиноватых пород.

Классические определения трещиноватости и параметров ее оценки изложены в работах [ 7,22,70].

К параметрам трещиноватости относятся: объемная плотность трещин, поверхностная плотность трещин, густота трещин, элементы ориентировки трещин в пространстве, раскрытие трещин.

Объемная плотность трещин измеряется отношением половины суммарной площади стенок всех трещин, секущих некоторый объем породы к величине этого объема (измеряется в обратных; линейных единицах).

Поверхностная плотность трещин измеряется отношением суммарной длины следов всех трещин, выходящих на некоторую площадку, к площади последней (измеряется в обратных линейных единицах).

Густота трещин измеряется количеством трещин, пересекающих единицу длины перпендикуляра, восстановленного к их плоскости. (измеряется в обратных линейных единицах).

Изучение и количественная оценка параметров трещиноватости осуществляются литолого-петрографическими и геофизическими методами. К первым относятся: визуальное изучение первичного каменного материала, изучение микротрещиноватости в шлифах, оценки характеристик трещиноватости на объемных образцах.

Одним из широко применяемых методов изучения трещиноватых коллекторов под микроскопом является метод

больших шлифов [21]. Метод предполагает изготовление шлифов размером не менее 1500 мм2. При этом часть шлифа предварительно прокрашивается алазарином красным (И.Митчелл, 1956), что позволяет определить количественное содержание карбонатных минералов, соотношение которых влияет на характеристики микротрещиноватости. Кроме того, применяется метод пропитки шлифов под вакуумом синтетическими смолами, в частности, бакелитовым лаком (метод УкрНИГРИ, Бортницкая,1961), метилметакрилатом (метод ВНИИгаз, Куликова, 1965), эпоксидными смолами (метод УкрНИИгаз, Закрицкая, 1965) [39], окрашенными смолами (Коцеруба, 1978).

Основной недостаток изучения трещиноватых коллекторов по шлифам заключается в сложности перехода от плоскостных оценок к объемным. Во многих случаях по шлифам трудно определить пространственную ориентировку трещин, их протяженность и взаимосообщаемость, нельзя достоверно оценить эффективность трещин при фильтрации в пластовых условиях.

) ■ ■ В определенной мере этих недостатков лишены

макрометоды - изучение трещиноватостн на объемных образцах. Наиболее распространенным является метод ВНИГНИ (Багринцева, 1970). Для исследований используются образцы кубической формы (размером 50x50 мм). Количественные оценки производятся с помощью методов неразрушенного контроля: люминисцентной пропитки и ультразвукового прозвучивания.

В первом случае кубики проэкстрагированной и насыщенной под вакуумом люминофором породы фотографируются в источнике ультрафиолетового света. На

фотографиях каждой грани отчетливо проявляются трещины. Производится количественное определение плоскостных параметров - поверхностной плотности трещин и их длины. Качественно описывается характер трещиноватости: наличие систем трещин, их преимущественная ориентировка, сообщаемость, извилистость, изменение раскрытости по длине трещины и от трещины к трещине. Производится обработка количественных и качественных оценок с целью: а) установления углового распределения трещин; б) исследования наличия связанных систем трещин; в) построения дифференциальных и интегральных распределений трещин по длинам и раскрытости; г) оценки средней раскрытости трещин; д) количественного определения емкостно-фильтрационных свойств породы [8].

Преимуществом метода является возможность получения объемных качественных характеристик трещиноватости, большая по сравнению с шлифами точность количественной оценки плотности и густоты трещин. Вместе с тем, недостатком метода является опасность растекания люминофора по ) поверхности породы, что приводит к снижению точности

определения раскрытости трещин. Рекомендуется измерять этот параметр с помощью бинокулярной лупы до насыщения кубика люминофором.

Ультразвуковое прозвучивание используется для изучения структуры пустотного пространства трещиноватых коллекторов для выявления и определения ориентации трещин. Коэффициент относительной трещиноватости определяется как отношение скорости ультразвуковых волн в породе, содержащей

микротрещины, и скорости ультразвука в монолитной породе того же состава, лишенной трещин.

Для исследований используются импульсные дефектоскопы, снабженные пьезощупами. Щуп является источником направленного пучка ультразвуковых волн в исследуемом образце и приемщиком той части энергии, которая отражается от трещин (однощуповая система). При работе по двухщуповой системе используется метод сквозного прозвучивания, когда излучающий и приемный преобразователи (щупы) располагаются соосно на противоположных сторонах образцов.

На ультразвуковом дефектоскопе определяют время прохождения импульса и, исходя из длины пути (толщины образца), рассчитывают скорость распространения ультразвуковых волн, которая тем меньше, чем больше трещин пересекает ультразвук. Исследования проводятся по трем направлениям, что позволяет выявить анизотропию скорости ультразвуковых волн и на этой основе определить преимущественную ориентацию трещин.

Метод используется также для выявления искусственных трещин. Точечное вертикальное прозвучивание в этом случае проводится на цельных кернах от его края к середине. Выявленное при этом увеличение трещиноватости к краю керна свидетельствует о присутствии в нем искусственной трещиноватости, возникающей в результате механических напряжений при выбуривании породы.

Изучение трещин и их ориентации непосредственно в пласте может осуществляться с помощью скважинных методов.

При совместной интерпретации данных бокового каротажа с зондом вертикальной фокусировки и индукционного каротажа (специальной модификации) может качественно оцениваться ориентация трещин. Оценка базируется на различном влиянии вертикальных и горизонтальных трещин на показание этих методов. Способ дает удовлетворительные результаты в неглинистом карбонатном разрезе.

Петрофизические исследования по изучению влияния трещиноватости на акустические параметры показывают, что для успешного выделения трещиноватых зон необходимо, наряду с продольными, поперечными и лэмбовскими волнами регистрировать так называемые информативные волны (отраженные, обменные, дифрагированные). Метод широкополостного акустического каротажа, обеспечивающий оптимальное возбуждение и прием информативных волн различных типов, используется при изучении трещиноватых коллекторов. Основным интерпретационным признаком является нарушение синфазности фазовых линий на фазокорреляционных диаграммах, наряду с повышенным затуханием упругих волн. Характер искажения фазовых линий и местоположение искаженных участков по оси времени фазокорреляционных диаграмм является основой для качественной оценки углов преимущественного наклона трещин. При этом учитывается, что обменные волны возникают только на наклонных трещинах, поскольку только такие трещины обусловливают наибольшее уменьшение скоростей упругих волн. Вертикальные трещины слабо влияют как на кинематику, так и на динамику продольных и поперечных волн. Волны Лэмба

практически одинаково ослабевают на трещинах различной ориентации.

Перспективными в области изучения трещиноватости являются оптические методы, которые заключаются в изучении горных пород непосредственно в скважинах при помощи телевизионного или фотоустройства. При исследовании трещиноватости горных пород на кернах наиболее крупные и эффективные для фильтрации трещины не выявляются, т.к. по ним керн раскалывается или в процессе отбора, или при механической обработке. Как раз эти трещины в первую очередь могут быть выявлены и изучены с помощью оптических методов.

Фотокаротаж выполняется специальными скважинными фотокамерами, вмонтированными в баротермостойкие корпуса со стеклянными иллюминаторами [44]. Эти фотокамеры позволяют получать одиночные снимки стенок скважины, по которым в благоприятных случаях (не очень разрушенный ствол, заполненный прозрачной водой при отсутствии глинистой корки) удается определить наличие макротрещин и каверн, устанавливать их поверхностную плотность, размеры, угол наклона относительно оси скважины, а также ориентацию в пространстве.

Скважинное акустическое телевидение (CAT) осуществляется с помощью глубинного зонда, содержащего акустический датчик, который работает в совмещенном режиме излучение-прием. Датчик, вращаясь вокруг оси зонда, при движении последнего в стволе скважины, осуществляет непрерывное сканирование акустическим лучом ее стенок, результат которого фиксируется на диаграмме в виде различной интенсивности потемнений, обусловленных отражающими

способностями стенок. Макротрещины и каверны, будучи заполненными флюидом, глиной или битумом, имеющими практически одинаковое волновое сопротивление с глинистым раствором, не дают отражения и четко проявляются на диаграммах.

Изучение трещиноватости непосредственно в пласте может осуществляться и с помощью метода специальных пакеров [22]. Он базируется на получении на специальном эластичном материале отпечатков стенок скважины, по которым определяют количество макротрещин и каверн, их размеры, углы наклона и ориентацию в пространстве.

Помимо изучения трещиноватости в образцах горных пород и в скважинах, при составлении моделей залежей необходимо учитывать общегеологические представления о характере возникновения и проявления трещин в пластах. Следует различать литогенетические и тектонические трещины. Первые имеют обычно ограниченные размеры, ветвящуюся структуру с неровными извилистыми стенками. Ориентация трещин произвольная, но чаще сублатеральная. Распространение по площади контролируется, в определенной мере, литофациальной зональностью. Тектонические трещины обладают большей протяженностью, они группируются в выдержанные по площади и разрезу системы. Как правило, эти трещины субвертикальные по отношению к напластованию. По площади они контролируются тектоническими особенностями поднятия, с наибольшей интенсивностью развиты в зонах максимального изгиба пластов.

Наглядное представление о распределении трещиноватости горных пород по площади дают карты трещиноватости. Такие

карты позволяют выявить приуроченность максимумов трещиноватости к тем или иным элементам структуры. В общем случае для выделения по площади поднятия участков максимальной трещиноватости достаточно ограничиться изображением общих густот трещин в изолиниях.

Значительный интерес представляет также методика выделения зон (интервалов) трещинных коллекторов по разрезу (с помощью диаграмм трещиноватости).

Зоны трещинных коллекторов, выделенные в рассматриваемом разрезе, анализируются прежде всего по их литологическому составу. Это вызвано тем, что распределение по разрезу трещинных коллекторов, в основном, контролируется литологическим фактором. Густота трещин в горных породах различного литологического состава определяется их прочностью. В общем случае представляется возможным руководствоваться следующим относительным по возрастанию прочности рядом горных пород, который будет соответствовать убыванию густоты трещин: аргиллит, мергель, алевролит, доломит, известняк, песчаник, конгломерат.

2.3 Методические рекомендации к определению параметров трещиноватых коллекторов.

Количественные определения параметров трещиноватости по методу шлифов (ВНИГРИ) заключаются в том, что под микроскопом непосредственно (или по увеличенным фотографиям шлифов) измеряются раскрытия трещин, длина их следов в плоскости шлифа и площадь его поверхности. По этим исходным данным производится подсчет параметров трещиноватости - трещинной проницаемости Кпртр, трещинной пористости Кптр, объемной плотности То или густоты трещин Го по следующим формулам:

АЬ31 Ь1 1 1

Кпртр =- ; Кптр = —;То = 1,57 — ;Г = 1,57 —,

8 Б 8 8

где А - численный коэффициент, зависящий от геометрии трещин в горной породе;

Ь - раскрытость трещин;

1 - суммарная длина трещин в шлифе;

8 - площадь шлифа

Геометрические параметры целесообразно измерять в мкм для получения коэффициента проницаемости в мкм2. Величина численного коэффициента А, учитывающего угол между плоскостями трещин и шлифа, может быть принята для:

одной системы горизонтальных трещин - 3,42 двух взаимно перпендикулярных систем - 1,71 трех взаимно перпендикулярных систем - 2,28 хаотического расположения трещин - 1,71

Плотность трещин в шлифах определяется также по методу Падушинского (1965 г.). В этом случае производится измерение числа пересечений следами трещин некоторой произвольно ориентированной прямой линии, проведенной в плоскости шлифа, с последующим делением полученного результата на длину этой линии. Метод оценки является достаточно простым, но для получения необходимой точности следует производить осреднение по значительному числу определений. В этом случае оценивается поверхностная плотность трещин:

п

Тп = — 1

где п - число пересечений, 1 - длина линии.

Формулы для трещинной проницаемости и пористости в этом случае имеют вид:

Кпртр = Ь3ТП; Кп'р = ЬТ"

Аналогичные оценки могут выполняться на макрообразцах. Одним из таких методов является исследование участков вертикальных сечений кернов. С целью использования этого метода, участки кернов длиной около 10 см прорезываются

вдоль оси керна алмазною пилой. Это делается с целью изготовления реплики, на которую накладывается прозрачная мембрана с делением в виде квадратов. Длина и ширина трещин замеряется планиметрированием с использованием квадратов сетки. Реплика с наложенной сеткой позволяет определить длину, плотность и ширину трещин. Затем вычисляется общая поверхность участка и поверхность, занимаемая трещинами. На основе замеров вычисляется коэффициент трещиноватости. Аналогичным методом оценивается коэффициент кавернозности трещиноватой породы. Вертикальное или горизонтальное сечение керна покрывается сеткой, изготовленной на фотопленке. Ячейки, соответствующие кавернам, зачеркиваются. Последующая оценка площади, занятой ячейками, соответствующими кавернам и общей площади участка, позволяет определить коэффициент кавернозности.

Литолого-петрографические методы определения параметров трещиноватости являются единственными прямыми методами. Однако, соответствие полученных с помощью этих методов параметров реальным пластовым условиям может вызывать сомнение. Основанием для этого является представление о зависимости раскрытия трещин от присутствующих в пластовых условиях геостатических напряжениях. Эта зависимость может быть выражена уравнением [44]:

Ь = Ь0е-втАР,

где Ь и Ь0 - текущая и начальная раскрытость трещин;

Вт - коэффициент сжимаемости трещин;

Ар - перепад давлений.

Следует однако отметить, что наличие в пластовых условиях трещин с относительно плоскими и параллельными друг другу стенками возможно лишь при шероховатости стенок, обусловленной, во-первых, формированием большинства трещин под действием тангенсальных напряжений, т.е. с некоторым, хотя и незначительным, смещением; во-вторых, происходящими по трещинам процессами фильтрации водных растворов с переотложением, кальцитизацией и т.д. Шероховатость стенок трещин, в свою очередь, обусловливает множество точечных контактов между стенками трещин. Действие горного давления от одного блока трещинной горной породы к другому передается через эти контакты. Развивающиеся при этом усилия вызывают переформирование напряжений в межконтактных областях трещин, что соответственно приводит к изменению их раскрытости.

Однако, трещиноватые породы представлены чаще всего карбонатами: известняками и доломитами. Они относятся к категории пород с большой механической прочностью и малыми компрессионными свойствами ) (сжимаемостью). Применительно к незаполненным

флюидами трещинам величина критического давления Ркр, необходимого для их закрытия, определяется в соответствии с [103]:

Ркр = Е а1,

где Е - модуль Юнга материалов контактов соприкосновений, а1 - так называемое аспектовое отношение, равное

отношению средней раскрытости трещин к средней их длине (расстояние между контактами соприкосновения).

Поскольку средняя величина модуля Юнга известняков равна 6-1010 Па, а значение а1 вероятнее всего находится в пределах 1(И - Ю-3, видно, что для полного закрытия только пустых трещин требуется давление в несколько десятков тысяч мегапаскалей. Кроме того, в пластовых условиях трещины заполнены флюидами, противодействующими в определенной степени смыканию трещин.

Таким образом, для трещин, обладающих множественными контактами стенок при реальных для нефтяных залежей геостатических напряжениях, изменение емкости трещин будет не очень большим по сравнению с их прямыми определениями в поверхностных условиях. Однако, даже незначительное изменение емкости трещин может быть связано с существенным изменением их проницаемости.

Лабораторные петрофизические методы определения коллекторских свойств трещиноватых коллекторов имеют своей целью дифференцированное определение емкостно-фильтрационных свойств трещин и порово-кавернозной матрицы. Однако, задача эта представляет много сложностей и до настоящего времени в полной мере не решена. Это связано с очень малой относительной "собственной" емкостью трещин и почти невозможностью сохранения макротрещин с их естественной раскрытостью в исследуемых образцах, подвергаемых обработке. Поэтому дифференцированные определения производятся, как правило, для первичной

пористости и для вторичной пустотности, под которой понимают сообщающиеся полости трещин, пор выщелачивания и каверн.

Наиболее распространенным методом определения открытой пористости является метод И.А.Преображенского, осуществляемый путем заполнения пустот очищенным керосином и взвешиванием предварительно экстрагированного образца в воздухе и керосине. Однако, при наличии в образце открытых трещин и каверн, часть жидкости из сверхкапиллярных пустот, располагающихся в периферической части образца породы, после извлечения его из жидкости вытекает. В связи с этим, в качестве модификации метода предложено [1] использовать смесь керосина с

четыреххлористым углеродом (удельный вес смеси равен удельному весу парафина) и насыщенный образец парафинировать. По разнице определенной таким путем открытой пористости и межзерновой пористости, установленной обычным способом, находят долю порового пространства, занятого кавернами и трещинами.

Другой метод дифференцированной оценки [56] заключается в раздельном определении объемной плотности трещинно-кавернозных и чисто поровых фрагментов образца, минералогической плотности матрицы породы и расчете на этой основе коэффициента абсолютной емкости породы, коэффициента пористости первичной части матрицы и по их разности - коэффициента абсолютной емкости трещин и каверн.

Для раздельного определения величины межзерновой и трещинной пористости могут быть привлечены методы полимерных давлений и вдавливания ртути в образец горной породы. Однако, в этом случае определение трещинной

пористости по порометрическим данным возможно лишь по большому количеству образцов с последующим статистическим анализом полученных данных или при условии, что линейные размеры исследуемых образцов должны быть много больше средних расстояний между трещинами. Принципиальная возможность дифференциальных оценок с помощью порометрических измерений заключается в том, что благодаря большему гидравлическому радиусу микротрещин (по сравнению с гидравлическим радиусом пор) на порометрических кривых фиксируются участки трещиноватос^ги; по таким кривым представляется возможным определить величину трещинной пористости [6].

Для определения в лабораторных условиях проницаемости трещинных коллекторов большое значение имеет размер образца. Как правило, чем меньше образец, тем он менее представителен для оценки трещинной проницаемости. Стандартные образцы диаметром 30 мм в процессе механической обработки "теряют" трещины и практически характеризуют условия фильтрации в межтрещинной матричной части породы. В связи с этим развиваются методы изучения фильтрации на больших кернах диаметром 80-100 мм, не подвергающихся механической обработке после выноса из скважины. Определения проницаемости породы, выполненные на больших кернах с сохраненной системой трещин, сопоставляются затем с определениями проницаемости на малых образцах, изготовленных из этих же кернов и представляющих матричную часть трещиноватого коллектора. В результате таких сопоставлений делаются дифференцированные оценки проницаемости трещин и матрицы. Большое значение имеет

также выбор направления фильтрации в керне. На установке Келтона [22] фильтрационный поток пропускается не вдоль оси керна, как в стандартных приборах, а через боковую цилиндрическую поверхность керна перпендикулярно его оси.

Другой метод, разработанный во ВНИГНИ (Гароян В.И.), рассчитан на определение проницаемости при радиальной фильтрации, для чего образец должен иметь осевое отверстие. В процессе исследования измеряется поперечная фильтрация от периферии к центру и обратно.

Кривые фазовых проницаемостей, полученные экспериментально для поровых коллекторов, затруднительно использовать для трещинных коллекторов, в которых участки нефтенасыщенных пор сообщаются между собой за счет трещин, что создает непрерывность нефтяной фазы при весьма большом содержании остаточной воды в породе в целом. В трещиноватых коллекторах кривые капиллярного давления играют более важную роль, чем в коллекторах обычного типа. Капиллярные силы в залежах с трещиноватыми коллекторами являются важными составляющими в механизме вытеснения, а динамическая роль капиллярных сил в залежи обычного типа ограничена. В трещиноватых коллекторах капиллярные силы помогают процессам пропитывания, но противодействуют процессу дренирования, если в блоке матрицы преобладает распределение пор малых размеров. Модель коллектора представляется состоящей из блоков матрицы, насыщенной общим флюидом, и разделяющих их трещин, насыщенных другим флюидом. Перераспределение происходит в зависимости от режима эксплуатации (дренирование или пропитка). Процесс происходит при влиянии гравитационных и капиллярных сил.

Влияние капиллярных сил на перераспределение флюидов увеличивается с уменьшением блоков матрицы и уменьшением размеров пор, а влияние гравитационных сил, наряду с преобладанием средних и больших размеров пор, растет с увеличением высоты блока матрицы. Роль гравитационных сил может быть ограничена при процессах пропитки в случае неравномерного распределения пор по размеру, что обусловливает блокаду нефти на контактных поверхностях пор различных размеров.

В обычных залежах кривые капиллярного давления показывают распределение флюидных фаз в залежах и мощность переходной зоны. Залежи с трещиноватыми коллекторами системами трещин-матриц подразделены на маленькие отдельные блоки, что предполагает зависимостьуровня воды от сети трещин. Так как трещинные каналы, в значительной мере, лишены капиллярных сил, присутствие переходной зоны исключено, а водонефтяной контакт представляет собой горизонтальную плоскость.

Коэффициент нефтенасыщенности коллектора является слабо изученным параметром. Наибольшие затруднения в определении нефтенасыщенности связаны с отсутствием отчетливых представлений о наличии и количестве связанной воды в трещинах.

Экспериментальными исследованиями [49] по фильтрации жидкости в узких трещинах установлено, что толщина пленки воды в них, обусловленная влиянием молекулярных сил, не превышает 0,016 мкм. При средней раскрытости трещин в пластовых условиях порядка 20 мкм это составляет менее 1%. Результаты оценок согласуются с представлениями многих

исследователей о том, что в природных условиях, ввиду незначительного влияния капиллярных сил, количество связанной воды в трещинах будет невелико, а нефтегазонасыщенность трещин будет близка к 100%.

Вместе с тем, определение насыщенности трещиноватой породы в целом невозможно без правильной оценки характера насыщения матричной части коллектора. При этом определение насыщенности матрицы при достаточно высокой ее емкости 710% пористости и более, не представляет особой сложности, в связи с наличием достаточно отработанных методик определения насыщенности прямыми и косвенными методами в гранулярных коллекторах. Однако, для трещинных коллекторов характерны, как правило, низкопоровые матрицы. Определенные же методом экстракции в приборе Закса количества остаточной воды и расчет по разности весов содержания нефти в образцах с низкой пористостью и развитием мельчайших нефильтрующих каналов дает неправильное представление о характере насыщения породы. Как правило, содержание остаточной воды в этом случае занижается. Это связано с потерями породой связанной воды уже при подъеме керна. Механизм явления, объясненный Колосовым И.А. в работе [71], заключается в следующем. В пластовых условиях связанная вода в пределах залежи углеводородов в той или иной мере газонасыщена. Количество растворенного газа зависит от пластовой температуры, давления, состава газа. При подъеме керна эти условия резко меняются. Расширяющийся газ выделяется из раствора в свободную фазу. Однако, в низкопоровой породе при ее высокой водонасыщенности относительная проницаемость для газа равна нулю. Газ не течет, а расширяясь, выталкивает воду. В породе с

более высокой пористостью и меньшим водонасыщением относительная проницаемость для газа достаточная, чтобы он свободно фильтровал. Начальная флюидонасыщенность при этом остается практически неизменной. Поэтому для трещинных коллекторов с низкопоровой матрицей количественное определение ее насыщения лучше производить при помощи косвенных методов, в частности, центрифугированием. При этом, однако, целесообразно использовать высокооборотистые ультрацентрифуги, развивающие до 20-25 тыс. оборотов в минуту. Опыт оценок показывает, что трещинные коллектора с очень плотной матрицей - до 2-3% пористости, характеризуются начальным нефтенасыщением только трещинной части, а матричная часть в пластовых условиях не содержит подвижных флюидов и насыщена только связанной водой.

Перспективы развития лабораторных петрофизических методов определений пористости, проницаемости, нефтегазонасьпценности трещиноватых коллекторов связываются с примененим методов физического моделирования, разработкой на этой основе новых комплексных методов. Важным обстоятельством при этом является необходимость использования образцов, превышающих по своим размерам среднее расстояние между трещинами, что создало бы возможность статистического определения данных, получения более представительных результатов. Другой проблемой является осуществление моделирования с учетом влияния горногеологических условий залегания пластов, для чего необходимо использовать установки, имитирующие осевые и боковые нагрузки на породу, реальные пластовые температуры и внутрипоровое давление [6].

К косвенным методам количественной оценки емкости тектонических трещин относится геометрический метод (Мюрей С, 1977), заключающийся в следующем.

В пласте толщиной Н, изогнутом с радиусом кривизны Л, раскрытость трещин, образовавшихся в результате изгиба пласта будет зависеть от величины радиуса И.

Объем пустот трещин элемента пласта будет равен:

[(Ы+Н)ДО - КАО]Н Н2ДО Утр = - = —-

2 2

где ДО - прирост угла наклона падения пород, в радианах. Объем всей породы элемента в этом случае равен

21ШАО + Н2ДО уп =-,

2

отсюда пустотность за счет возникших при изгибе трещин

равна

Утр Н

Уп 2Й + Н

Поскольку радиус кривизны К всегда значительно больше толщины продуктивного пласта (11»Н), то

Н

Кп'р =-

2И

Если радиус кривизны выразить обратной величиной второй производной, характеризующей кривизну изгиба структуры К = 1/(с12гМх2), то можно получить выражение для емкости тектонических трещин:

1

Кптр = — Н (-)

2 с1х2

Данная формула может быть представлена также в виде

8шЛЬ

Кп^ = н -,

28

где 8 - длина участка, на котором происходит изменение угла наклона залегания пласта, ДЬ - величина изменения угла наклона в градусах.

Изучение трещиноватых коллекторов с помощью геофизических исследований скважин (ГИС) основывается на петрофизических моделях, полученных, в свою очередь, при литолого-петрофизическом изучении керна, в том числе с помощью рассмотренных выше методов. Основное препятствие в использовании ГИС для оценки проницаемости и дифференцированного определения емкости трещинных коллекторов связано с отсутствием надежных методов определения раскрытости трещин в пластовых условиях. Поэтому полученные с помощью ГИС данные являются косвенными и имеют определенную степень достоверности. Большей информативностью обладают комплексные методы.

Из индивидуальных методов определенную информацию может дать кавернометрия, В плотном карбонатном разрезе

значительное увеличение диаметра скважины указывает на наличие трещиноватой зоны. При проведении термометрии скважин особого внимания заслуживают скачки температурной кривой, которые часто связаны с зонами поглощения бурового раствора в интервалах с развитой трещиноватостью.

Качественно и количественно оценивать параметры трещиноватых зон позволяет метод двух растворов [4]. Метод базируется на проведении измерений удельного электрического сопротивления (УЭС) горных пород при заполнении скважины пресным глинистым раствором(технической водой), последующей замене его на минерализованный раствор (раствор более высокой плотности) и повторном измерении УЭС. При этом используется явление более сильного изменения УЭС в коллекторах, содержащих трещины.

Метод наиболее эффективен при выполнении следующих условий:

- растворы по минерализации различаются не менее, чем в 2-3 раза;

- блоки пород почти непроницаемы и изменение УЭС при смене раствора связано только с трещинами;

- время между сменой должно быть минимальным.

При соблюдении этих условий метод двух растворов позволяет определить коэффициент трещинной пористости

рфг • рф2 • (рП2-рщ)

Кптр = А"-

рпг рПг • (рф2-рф0

где рщ, рпг, рфь рфг - соответственно удельные электрические сопротивления породы и фильтрата глинистого раствора при первом и втором замерах; А" - коэффициент,

учитывающий соотношение систем трещин и изменяющийся от 1 до 2.

Для выделения трещиноватых зон используется также метод временных замеров УЭС, суть которого заключается в том, что в процессе бурения или после окончания бурения скважины производят через определенные интервалы времени измерение УЭС по стволу скважины. Вследствие различного характера, проникновение фильтрата глинистого раствора в коллекторы, связанного с различной структурой их пустотного пространства, по разному будет изменяться во времени УЭС коллекторов. В гранулярных коллекторах, благодаря образованию глинистой корки и проникновению фильтрата, заканчивается сравнительно быстро (обычно в течение первых суток). В коллекторах сложного типа, благодаря трещинам, оно может продолжаться несколько суток, что будет сопровождаться соответствующим изменением УЭС.

Выделение в разрезе трещинных или порово-трещинных водоносных коллекторов может осуществляться по сопротивлению данных БК и НТК или керна.Метод предполагает определение степенного показателя в уравнении Дахнова-Арчи:

1

Кпт

Величина относительного сопротивления Р определяется с помощью БК. Коэффициент пористости Кп определяется по НГК или по керну. Подставляя полученные значения в уравнение, определяется величина степенного показателя т. Экспериментально установлено, что величина этого параметра зависит от структуры пустотного пространства породы. Для

гранулярных коллекторов тп = 2, а для порово-трещинных -менее 1,3 [104].

Целая группа методов, применяемых для изучения трещинных зон, , основана на комплексировании ГИС и воздействии на коллекторы. Наиболее широко из известных вариантов применяются схемы: ГИС - давление - ГИС, ГИС -испытание - ГИС и ГИС - индикация - ГИС. В первых двух случаях методами ГИС регистрируются при повторных замерах изменения физических параметров прискважинной зоны, происходящих вследствие искусственного формирования или расформирования зоны проникновения промывочного раствора.

Исследования по схеме ГИС - индикация - ГИС основаны на быстром проникновении в коллекторы с вторичной пустотностью различного рода реагентов (индикаторов), добавляемых в промывочную жидкость [24]. Такими реагентами могут быть:

- нейтроннопоглощающие вещества - С(1, В и др. для выделения коллекторов нейтронными методами;

- легко активирующиеся вещества - Ма, А1, Мп, У, Су для выделения коллекторов методами активационного анализа;

- гамма-активные вещества - радиоактивные изотопы - для выделения коллекторов с помощью повторных замеров гамма-активности;

- диспергированное железо и магнетит - для выделения коллекторов методами магнитной восприимчивости и потенциалов вызванной поляризации;

- диспергированные сульфиды - пирит, халькопирит, сфалерит - для выделения коллекторов методами потенциалов вызванной поляризации.

Методы акустического каротажа и особенно широкополостного акустического каротажа эффективно используются при выделении коллекторов с вторичной пористостью. Количественные оценки с помощью этих методов при изучении трещиноватых коллекторов возможны при наличии плотной матрицы. Если вторичная пустотность породы представлена не только трещинами, но и крупными порами выщелачивания, микро- и макрокавернами, выделение собственно трещинной пустотности представляется крайне сложной задачей.

Для получения в этом случае достоверных количественных оценок необходимо комплексирование методов ГИС, керновых анализов и гидродинамических исследований скважин.

Представляем пример такого комплексного подхода . Из выражения для эффективной сжимаемости (Зэф коллекторов сложного типа:

(Зэф = Кпвт- рвт+рм,

в котором Кпет-коэффициент вторичной пористости, рвт - коэффициент сжимаемости вторичных пор, рм - коэффициент сжимаемости пористой матрицы, вытекает возможность определения коэффициента трещинной пористости коллекторов порово-трещинного типа

(Зэф - (Зм

КПтр =-,

рвт

входящая в выражение величина Рвт определяется из

3(1-аЭф) рвт= -

рэф ^2р(1+Сэф)

где аЭф - эффективный коэффициент Пуассона, однозначно определяемый через скорость распространения продольных (ур) и поперечных волн.

0.5 (ур /V*)* -1

СЬф —

(Ур М)2 - 1

Если невозможно определить по диаграммам АК,

например, из-за сильного затухания поперечной волны на трещинах, то значение сЭф может быть получено из графической

зависимости аЭф от Кпм

Кп,%

Величина Кпм в этом случае находится по данным НТК или керна.

Эффективная плотность определяется из выражения

Рэф - К П Рф.ср + (1-Кпоб)рп.ср, где рф.ср - средняя плотность фильтрата промывочной

о

жидкости, принимаемая равной 10 кг/мЗ; рп.ср - средняя минералогическая плотность

известняков, равная 2,75.103 кг/мЗ; Кп°б - коэффициент общей пористости, полученный по НТК, МНК, ГГК.

Коэффициент сжимаемости матрицы Рм в (Па) может быть определен из выражения

1 + 0.53Кпм

Рм =--—. Ю-11

1 - 0.94Кпм

Величина рм может быть, кроме того, определена по результатам экспериментальных исследований на кернах [33].

Коэффициент сжимаемости трещин определяется через:

рт =-_,

зл/г).ЛР

где т], т| 1 - коэффициенты продуктивности для двух значений давления, отличающихся на величину АР [44].

Таким образом, определив все три величины коэффициентов сжимаемости по исходной формуле может быть найдено значение коэффициента трещинной пористости.

3. Особенности подсчета запасов нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах.

Как отмечалось выше, карбонатные коллектора в силу своих физико-химических свойств, подверженности растрескиванию, выщелачиванию, перекристаллизации, формируют сложную микроструктуру пустотного пространства. Поэтому карбонатные коллектора являются, как правило, коллекторами трещинно-кавернозно-порового типа и методика подсчета запасов нефти и газа в них имеет ряд особенностей в отличие от коллекторов гранулярного типа.

В отношении геометризации залежи, в большинстве случаев трещиноватые карбонатные коллекторы имеют определенные преимущества перед поровыми. Развитые системы трещин создают лучшую гидродинамическую связность резервуара, определяют массивный тип залежи - более простой для установления водонефтяного контакта, прослеживания контура нефтеносности. Вместе с тем, когда нефтенасьпценные толщины и каверны приурочены к очень плотным вмещающим породам, геометризация залежей, наоборот, представляется очень трудной, т.к. трещинные зоны, в этом случае, имеют сложную, прихотливую конфигурацию.

Существенные отличия проявляются и при обосновании основных подсчетных параметров, используемых в объемном методе подсчета - эффективной толщины, пористости, нефтенасыщенности. Эти особенности связаны не только с

использованием специальных методик определения этих параметров, но и с наличием особого подхода к обоснованию средних или дифференцированных значений параметров для расчета запасов. Важная роль при этом принадлежит обоснованию нижних пределов (кондиций) коллекторских свойств. Основным принципом обоснования граничных значений характеристик коллектора является сопоставление этих характеристик (проницаемость, пористость) с качественным критерием - наличием или отсутствием заметной фильтрации в породе.

В трещиноватом коллекторе, как и в поровом, набор различных геофизических методов, а также селективное опробование, позволяют отделить коллектор от неколлектора. Однако, сопоставление этого качественного критерия с параметрами пласта в трещиноватом коллекторе неоднозначно. Как отмечалось выше, вследствие сложной структуры пустотного пространства карбонатной трещиноватой породы, в ней следует различать два типа фильтрации: по матрице и по трещинам. В случае наличия в трещиноватом коллекторе обоих этих типов фильтрации, матричная часть должна включаться в подсчет со своими характеристиками емкости и насыщенности. Однако, нижние пределы этих характеристик не будут совпадать с кондиционными значениями параметров для трещиноватого коллектора в целом, т.к. в случае "неработающей" матрицы фильтрация флюидов может осуществляться по трещинам и обеспечивать проявление качественных признаков коллектора. Таким образом, для правильной оценки запасов трещиноватого / коллектора, необходимо правильное обоснование нижних пределов отдельно для матрицы и для трещин.

При повсеместно развитой трещиноватости раздельное определение в разрезе интервалов с фильтрующей и нефильтрующей матрицей затруднен. Более простым и надежным является определение нижних пределов пористости и проницаемости матрицы по данным анализов керна. Для этого могут быть использованы стандартные определения пористости и проницаемости на малых образцах керна ("штуфики" - 030 мм). Такие образцы практически лишены макротрещин и характеризуют матричную часть породы. При достаточном числе определений производится статистическое обоснование нижних пределов пористости и проницаемости матричной части трещиноватого коллектора. Используется способ сопоставления кумулятивных распределений по пористости образцов, отнесенных к коллектору и неколлектору. Критерием разделения образцов на коллекторы и неколлекторы является принятое минимальное значение проницаемости. Поскольку заранее неизвестно, какое значение проницаемости следует признать граничным, выбирается несколько вариантов возможных минимальных значений в определенном, реальном для данных условий диапазоне. Например, для карбонатных пород таким диапазоном может быть 0.01 - 1.0*10 3 мкм2. Для каждого принятого в этом диапазоне минимального значения проницаемости производится разделение исходной выборки на группы коллекторов и неколлекторов. Для каждой группы затем строятся кумулятивные распределения (для коллекторов -прямое, для неколлекторов - обратное) и производится сопоставление кумулят (рис. 1). Пересечение кумулят в каждом случае определяет статистическое значение граничной пористости, соответствующее принятой величине минимальной

иеколлектор

©

н--1-н

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», Черницкий, Андрей Владимирович

9. Заключение

Специфические свойства крупных карбонатных массивов требуют программно-целевого построения разведки и информационного обеспечения освоения приуроченных к ним залежей, использования при этом специальных методов исследования пород, типизации коллекторов, дифференциальных оценок запасов нефти и газа и трехмерного геологического моделирования. Решение этих задач является целью представленного в настоящей работе обоснования основных методов и принципов геолого-промыслового изучения и моделирования массивных залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах и реализация этих принципов на примерах конкретных месторождений.

Исследовательский комплекс, выполняемый при разведке залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах, должен быть ориентирован на изучение микроструктуры пустотного пространства породы, на количественную оценку составляющих его компонентов, как основы типизации коллектора.

Типизация коллекторов должна отражать наличие качественных различий в структуре пустотного пространства карбонатной трещиноватой породы. В свою очередь, эти различия обусловлены разными условиями содержания и фильтрации флюидов в трещинной и матричной составляющих такого коллектора. При этом под трещинной составляющей понимаются макротрещины и полостно соединенные с ними каверны, образующие единые трещинно- кавернозные каналы, а под матричной - заключенная между ними блоковая часть с разнородными пустотами - от первичных пор до микротрещин и разнородными пустотами - от первичных пор до микротрещин и макрокаверн. Соотношение этих составляющих определяет емкостно-фильтрационные свойства породы и тип коллектора от чисто трещинного ,с водонасыщенной непроницаемой матрицей до практически порового коллектора с доминирующей матричной проницаемостью. Промежуточным является тип коллектора с двойной пористостью и трещинной проницаемостью. Вместе с тем, эта общая схема типизации конкретизируется для каждого отдельного моделируемого объекта. Важным условием является возможность диагностики типов в разрезах скважин. При недостатке соответствующей информации допустимо использование какого-либо одного количественного критерия, например общей пористости, определяемой по ГИС;

Типизация карбонатных трещиноватых коллекторов является основой изучения и моделирования фильтрационной неоднородности резервуара. Если в терригенном разрезе неоднородность связана с литологической изменчивостью пород, то в карбонатных массивах при сравнительной литологической неоднородности фильтрационная изменчивость обусловлена зональностью распространения типов коллекторов. Поэтому задача трехмерного моделирования карбонатного массива состоит в воспроизведении пространственного распространения выделенных типов коллекторов.

К числу основных элементов разработанной методики относятся: внешняя и внутренняя геометризация резервуара.

Внешняя геометризация залежи осуществляется с помощью использования серии оцифрованных поверхностей, к числу которых относятся структурные карты кровли и подошвы продуктивной толщи, карты стратиграфических элементов, участвующих в ее формировании, карты поверхности тектонических или литологических экранов (например, эрозионных врезов), карта поверхности водонефтяного контакта. Выбор набора поверхностей определяется конкретными особенностями моделируемой залежи или особенностями цели моделирования. Важнейшим условием является обеспечение геометрической замкнутости моделируемого объема, т.е. обеспечение пересечения используемых поверхностей;

Внутренняя геометризация резервуара осуществляется с помощью формирования пакета параллельных, равной толщины (как правило, относительно тонких) слоев, каждый из которых представляет собой зональную карту выделенных типов коллекторов. Направление простирания слоев определяется заданным репером, в качестве которого может использоваться кровля резервуара или другая поверхность, отражающая истинный наклон напластования, или горизонтальная поверхность, если напластование отсутствует или игнорируется. Необходимо отметить, что формируемые слои не являются результатом детальной корреляции, но в своей совокупности воспроизводят пространственное распространение макрокоррелируемых элементов продуктивной толщи. Так как они проводятся условно, модель может быть названа псевдослоистой. При этом она позволяет определить характеристики породы в каждой точке резервуара с координатами XI, и Zi, где в качестве координаты Ъ\ выступает номер слоя, начиная от кровли резервуара;

Переход от зональных карт распространения типов коллекторов к полям параметров осуществляется в предложенной методике моделирования на вероятностной основе. Такой подход учитывает нереалистичность интерполяции параметров в межскважИнной области из-за высокого уровня их изменчивости. Исходя из анализа исходных геолого-геофизических материалов для каждого типа коллектора составляются индивидуальные вероятностные распределения основных емкостно-фильтрационных параметров: пористости, проницаемости, нефтенасыщенности. Затем в зоне распространения того или иного типа коллектора в ячейках рабочей сетки случайным образом моделируются указанные параметры так, чтобы их распределение соответствовало заданному. В результате для каждого слоя формируются поля-матрицы параметров, которые только в точках пересечения слоя скважинами определены относительно точно, * а в межскважинной области моделируются вероятностно, но в соответствии с индивидуальными характеристиками выделенных типов коллекторов и зонами их преимущественного распространения;

Геологическое моделирование как часть геолого-промыслового анализа может иметь разнообразные формы в зависимости от решаемой цели и степени изученности объекта. Вместе с тем, изложенные в представленной работе принципы и примеры использования методов моделирования при изучении разных проблем и на разных месторождениях показывают наличие общих подходов, связанных с типизацией пород , геометризацией залежи и вероятностным заданием параметров, которые характерны в целом для рассматриваемой категории нефтяных месторождений.

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Черницкий, Андрей Владимирович, 1998 год

Список литературы

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М. Недра 1976 г. 216 стр.

2. Аксенов A.A., Гончренко Б.Д., Каменко Н.К. Нефтегазоносность подсолевых отложений. М. Недра, 1985 г. 205 стр.

3. Аксенов A.A., Кудрюкова Г.Б., Вишневский С.А. и др. Современное состояние методики оценки параметров карбонатных коллекторов в различных геотехнических районах СССР. Матер, совета "Оценка параметров карбонатных коллекторов и геометризация залежей нефти в различных геотехнических условиях на территории СССР". Пермь, 1978 г.

4. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. М. Недра, 1979 г.

5. Америка Л.Д., Черницкий A.B. К вопросу определения рациональных объемов разведочных работ при допустимой точности подсчета запасов нефти . Экономика нефтедобывающей промышленности N8,1971 г. стр 3-8

6. Багов М.С., Цой В.И. Определение трещинной пористости в образцах известняков. В кн. Разработка нефтяных месторождений. Тр. ГрозНИИ, Вып. 19 М. 1965 г.

7. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М. Недра 1982 г.

8. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М. Недра 1977 г.

9. Бадьянов В.А., Бохан Т.А. Автоматизированная система решения задач нефтепромысловой геологии. НТС Проблемы нефти и газа Тюмени. Вып.311976 г. стр. 27-29

Ю.Басин Я.Н. , Габриэлянц Г.А., Петросян Л.Г. Особенности подсчета запасов в сложно построенных карбонатных резервуарах. Геология нефти и газа N1,1986 г., стр. 29-34

П.Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. М. Недра 1980 г.

12.Бреев В.А., Гомзиков В.К. особенности освоения и выработанности запасов нефти в карбонатных коллекторах различных типов. В кн. дифференциация запасов и ресурсов нефти. НТС ИГ и РГИ, Москва, 1992 г.

13.Быков Н.Е., Америка Л.Д., Черницкий A.B. Методические положения повариантного проектирования разведки многопластовых месторождений. Геология нефти и газа N1 , 1976 г. стр. 20-26

14.Быков Н.Е., Америка Л.Д., Черницкий A.B. Повариаитное проектирование разведки многопластовых месторождений . Москва, Недра, 1778 г. 184 стр.

15.Быков Н.Е.,Галустова Д.С., Маисеенко А.П., Черницкий A.B. Способ кумулятивных кривых распределения эффективной нефтенасыщенной мощности по интервалам проницаемости. Нефтегазовая геология и геофизика N 10,1974 г. стр. 30-33

16.Веденяпин E.H. , Полянский А.К., Черевычник Ю.К., Черницкий A.B. Информационно - поисковая система для изучения продуктивных пластов месторождения Узень. Нефтегазовая геология и геофизика N1,1978 г, стр. 41-44

17.Викторин В.О. "Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей" М. Недра 1988 г. 150 стр.

18.Волков A.M. Решение практических задач геологии на ЭВМ. М. Недра, 1980 г. 224 стр.

19.Волков A.M., Петков В.И., Торопов C.B. Учет линейных моделей в задачах картирования геологических поверхностей. Геология и геофизика N5,1980 г. стр. 133-137

20.Геолого-математические методы и ЭВМ в задачах описания нефтегазоносных объектов. Тр. ИГ и РГИ Вып. 19, М. 1978 г.

21.Гмид Л.П., Леви О.Ш. Атлас карбонатных пород-коллекторов. Л. Недра 1972 г.

22.Голф-Рахт Е.Р. Основы нефтепромысловой геологии трещиноватых коллекторов. М. Недра 1986 г.

23.Гутман И.С. , Осипова Г.Э. Природа повышенных мощностей пластов-коллекторов в зонах эрозионных врезов терригенной толщи нижнего карбона на юго-востоке Татарии. Геология нефти и газа N 6 1983 г. стр. 6-12

24.Давыдов A.B., Черницкий A.B. Разработка месторождений с карбонатными коллекторами: Текущее состояние, проблемы, перспективы. Нефтяное хозяйство N3 1993 г. стр. 18-21

25.Даньшина Н.В., Золотухина Г.П., Котельников В.М., Фадеева Г.А. Модель геологического строения Тенгизского месторождения. Тр. МИНГ и ГП, Вып 2211990 г. стр. 168-173

26.Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. М. Недра 1978 г. 216 стр.

27.Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. М. Недра 1983 г. 186 стр.

28.Добрынин В.М. Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов. Геология нефти и газа N5,1991 г., стр. 30-34

29.Егоров P.A. , Кемниц Ю.В., Сивохина Н.Б., Фурсов А.Я., Черницкий A.B. Оценка точности определения параметров

залежей нефти. В кн. Геометризация месторождений полезных ископаемых . Москва, Недра, 1977 г. стр. 175-180 ЗО.Желтов Ю.В., Толстое JI.A., Малофеев Г.Е., Черницкий A.B., Мустафинов А. Р. Геолого-технологические критерии и выбор первоочередных участков опытно-промышленных работ по газовому воздействию на месторождении Тенгиз. С.Н.Т. ВНИИ Вып. 114,1991 г. стр. 16-24 31.3агоруйко A.A., Котельников В.М., Халимов Э.М., Черницкий A.B. Дифференцированный подсчет запасов нефти месторождения Тенгиз на основе типизации коллектора. В кн. Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах. Москва. ВНИИОЭНГ, 1987 г. стр. 29-34 32.3агоруйко A.A., Котельников В.М., Халимов Э.М., Черницкий A.B. Методика дифференцированного подсчета запасов месторождения Тенгиз . Геология нефти и газа N2, 1987 г. стр. 17-20 ЗЗ.Залоева Г.М., Фарманова Н.Ф., Царева Н.В. и др. Изучение карбонатных коллекторов методами поисковой геофизики. Москва, Недра, 1977 г. 34.Звягин Г.А., Шустер И.Н., Изучение трещиноватости продуктивных пластов методом индикаторов. Нефтегазовая геология и геофизика N8,1975 г., стр. 42-47 35.3олотухина Г.П., Кетат О.Б. Литология и стратиграфия палеозойских отложений Тенгизской площади. В кн. Перспективы нефтегазоносности Прикаспийского региона . Волгоград, 1984 г. стр. 21-31 Зб.Золотухина Г.П., Кетат О.Б., Табоякова В.Я. Литолого-стратиграфическая характеристика подсолевых отложений Тенгизской площади. Геология нефти и газа N1, 1986 г. стр. 22-26

37.Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М. Недра 1976 г. 247 стр.

38.Иоффе О.П. Исследование точности определения параметров залежей нефти и газа в связи с подсчетом запасов. Дисс. на соискание ученой степени г.- мин. наук, Москва, 1966 г.

39.Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа. М. Недра 1981 г.

40.Комплексный проект доразведки Тенгизского и Королевского месторождений. ( Исп. Бочкарев A.B., Фадеева Г.Д., Черницкий A.B.) Волгоград 1992 г.

41.Коноплянцев А. Л., Ярцева-Попова E.H. Оседание поверхности земли в связи с понижением уровня подземных

вод. Обзор ВИЭМС Гидрогеология и инженерная геология. М. 1983 г.

42.Конторович А.Э., Изосимова А.Н., Конторович A.A. и др. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазоносности в верхнем протерозое Сибирской платформы. Геология и геофизика N8, т. 37,1996 г., стр. 166-195

43.Котельников В.М., Фадеева Г.А. Разведка массивной залежи Тенгизского месторождения . Разведка и бурение нефтяных месторождений М. 1988 г. стр. 26-31

44.Котехов Ф.И. Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатам анализа керна и гидродинамических данных. М. Недра 1975 г.

45.Коцеруба JI.A. Методы насыщения пород -коллекторов окрашенными смолами. М. Недра 1977 г.

46.Красильников A.A. Выделение трещинно-каверновых зон по результатам исследований скважин акустическим телевизором. В кн. Исследование коллекторов сложного строения, техника и методика,Тр. ВНИИ нефтепромгеофизика, Вып. 12, Уфа 1982 г.

47.Кузнецов В.В., Черницкий A.B. Особенности определения остаточной воды в пустотном пространстве пород продуктивной толщи месторождения Тенгиз. C.H.T ВНИИ Вып. 114,1991 г. стр. 37-40

48.Куренков O.B. Оседание земной поверхности в связи с разработкой нефтяных и газовых месторождений. Нефтепромысловое дело N8,1970 г. стр. 36-38

49.Кусаков М.М., Межницкая Л.И. Толщина тонких слоев "связанной" воды. Тр. IV Международного нефтяного конгресса T.3.M. Гостоптехиздат 1956 г. стр. 261

50.Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М. Наука, 1977 г.

51. Майдебор В.Н. Особенности разработки месторождений с трещиноватыми коллекторами. М. Недра, 1980 г.

52.Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М. Недра 1973 г. 250 стр.

53.Мартынцев О.Ф. О нижнем пределе продуктивной емкости трещиновато-порово-кавернозных коллекторов. Нефтегазовая геология и геофизика N8,1970 г. стр. 43-45

54.Марьенко Ю.И. Нефтегазоносность карбонатных пород. М. Недра 1978 г.

55.Марьенко Ю.И., Халимов Э.М., Черницкий A.B. Особенности строения и формирования пустотного пространства карбонатных коллекторов месторождения Тенгиз. Геология нефти и газа N12,1985 г. стр. 25-30

56.Мельникова Ю.С. Методика раздельного определения открытой емкости каверн и пор кавернозно-пористых пород. Нефтяное хозяйство N4 1971 г. стр.55-57

57.Методика изучения неоднородности и составление дифференцированных геологических моделей залежей нефти в карбонатных коллекторах для совершенствования технологии их разработки. Отчет сЙИР ВНИИ ( Рук. Черницкий A.B.) М. 1990 г. ^

58.Минчева Р. Разработване на нефтени находища в пукнанни колектори. София, " Техника", 1988 г. 265 стр.

59.Нечай A.M., Шкурман Г.А., Боярчук А.Ф. Методическое руководство по выделению и оценке карбонатных коллекторов сложного типа по данным промысловой геофизики. М. Миннефтепром 1973 г.

60.Павлов Н.Д., Салов Ю.А., Гогоненков Т.Н. и др. Геолого-геофизическая модель Тенгизского нефтяного палеоатолла по стратиграфическим данным. Изв. АН СССР Сер. геол. N10 1988 г. стр. 137-150

61.Подсчет запасов нефти и растворенного газа Тенгизского месторождения ( по состоянию изученности на 01.07. 86 г) Рук. Загоруйко A.A., Котельников В.М., Черницкий A.B. и др.

62.Полянский А.К., Черевычник Ю.К., Черницкий A.B. Методика геолого-промысловых исследований на разрабатываемых месторождениях с помощью ЭВМ Москва, изд. ВНИИОЭНГ, 1980 г. стр.

63.Применение математических методов и ЭВМ в геологии нефти и газа на примере дападно-сибирского нефтегазоносного комплекса. С.Н.Т. ЗапСибНИШИ, Тюмень, 1990 г.

64.Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М. Недра 1966 г.

65.Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. JI. Недра, 1985 г.

66.Сафронов C.B., Черницкий A.B. Методы изучения запасов нефти на разрабатываемых месторождениях. Нефтепромысловое дело N1,1980 г. стр. 2-4

67.Сафронов C.B., Чупрова Т.А., Шаевский О.В., Черницкий A.B. Методика дифференцированного подсчета запасов нефти по пластам - коллекторам с разной проницаемостью. CHT ВНИИ, Вып. 74,1980 г. стр. 97-104

68.Сидоров А.Н. Математические методы обработки и интерпретации геолого-геофизической информации на примере построения карт геологических параметров. Проблемы нефти и газа Тюмени. Вып 42,1979 г. стр. 59-64

69.Сидоров А.Н., Хорошев Н.Г. Метод восстановления трехмерных геолого-геофизических полей. Геология и геофизика N1,1987 г. стр.135-139

70.Смехов E.H. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов. JI. Недра 1974 г.

71.Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах. Москва. ВНИИОЭНГ, 1987 г.

72.Соколов В.Л., Фурсов А.Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений . Москва, Недра 1981 г. 294 стр.

73.Справочник по нефтепромысловой геологии . Под ред. Быкова Н.Е., Максимова М.М., Фурсова А.Я. Москва , Недра 1981 г. 525 стр.

74.Сургучев М.Л., Фурсов А.Я., Егоров P.A. Усовершенствование системы информационного обеспечения процессов разведки и разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство N61978 г. стр. 31-36

75.Сургучев М.Л. , Сизова М.К. , Черницкий A.B. Распределение запасов нефти и нефтеотдача коллекторов месторождения Узень. Геология нефти и газа N8,1978, стр. 1-5

76.Сургучев М.Л., Халимов Э.М., Черницкий A.B., Проблемы комплексного освоения нефтяного месторождения Тенгиз Прикаспийский регион. Проблемы социально-экономического развития. КЭПС АН СССР , Москва, 1988г. стр.88-98

77.Сургучев М.Л., Черницкий A.B. Экологические проблемы разработки месторождения Тенгиз. C.H.T. ВНИИ Вып. 114, 1991 г. стр. 65-75

78.Тихомиров Ю.П., Черницкий A.B. К вопросу о рациональном соотношении запасов на заканчиваемых разведкой нефтяных месторождениях. Проблемы нефти и газа Тюмени N25,1975 г. стр. 3-6

79.Фадеева Г.А. Особенности геологического строения и оптимизация разведки Тенгизского месторождения нефти. Дисс. на соискание уч. степени канд. г.-мин. наук. Волгоград 1991 г.

80.Филиппов В.П., Аристов В.М., Воронцова И.В., Коверченко Определение фильтрационных свойств коллекторов Тенгизского месторождения с помощью индикаторного метода по радону . В кн. Ускоренное освоение ресурсов нефти и газа Прикаспийского региона Москва 1989 г. стр.79-85

81.Форманова H.B , Костерина В.А. Разделение сложно-построенных коллекторов месторождения Тенгиз по структуре порового пространства. Геология нефти и газа N5, 1991 г., стр.34-36

82.Фролов Е.Ф., Быков Н.Е., Егоров P.A., Фурсов А.Я. Оптимизация разведки нефтяных месторождений. М. Недра 1976 г.

83.Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. М. Недра 1985 г. 211 стр.

84.Фурсов А.Я., Халимов Э.М. Опыт разведки небольших месторождений нефти. Геология нефти и газа N1, 1987 г. стр. 40-46

85.Фурсов А.Я., Талдыкин К.С., Егоров P.A. , Черницкий A.B. Оценка изменчивости свойств нефтяных залежей

86.Фурсов А.Я., Черницкий A.B. Рациональная разведка нефтяных месторождений. Изд. ВНИИОЭНГ, Москва, 1976 г.

87.Халимов Э.М., Ковалев А.Г., Кузнецов В.В., Черницкий A.B. Типы коллекторов продуктивных отложений нефтяного месторождения Тенгиз. Геология нефти и газа N7, 1985 г. стр. 35-41

88.Халимов Э.М., Ромашова И.И., Черницкий A.B. Изучение структуры запасов нефтяных залежей, разрабатываемых при заводнении. Москва, изд. ВНИИОЭНГ, 1987 г. 40 стр.

89.Христианович С.А., Сургучев МЛ., Филановской В.Ю.. Желтов Ю.В., Черницкий A.B. Разработка нефтяных месторождений в экстремальных условиях и охрана окружающей среды "Техноэнергетика" N9,1989 г. стр. 21-25

90.Черницкий A.B. Особенности подсчета запасов в

карбонатных трещиноватых коллекторах. Геология, геофизика и разработка N11,1997г. стр. 2-5

91.Черницкий A.B. Геологические исследования в начальный период разработки нефтяных месторождений. В кн. Справочник по нефтепромысловой геологии Москва , Недра, 1981г. стр. 420-437

92.Черницкий A.B., Карпова С.А. Предварительная типизация коллекторов для создания фильтрационной модели продуктивной толщи "пилотного" участка Юрубчено-Тахомского месторождения. В кн. Материалы Всероссийской конференции " Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья" Красноярск 1996 г.

93.Черницкий A.B., Галустова Д.С., Максимов С.С. К вопросу о корреляции продуктивных отложений месторождения Тенгиз . В кн. Совершенствование методов изучения и подсчета запасов

нефти в карбонатных и эффузивных породах. Москва. ВНИИОЭНГ, 1987 г. стр. 102-107

94.Черницкий A.B., Карпова С.А. Геологическое моделирование залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере Филипповского месторождения Ульяновской области. XIV Губкинские чтения, Москва 1996 г.

95.Черницкий A.B., Кузнецов В.В. , Вайнерман Б.П. Обоснование нижних пределов пористости и проницаемости карбонатных коллекторов ( на примере пласта Фо Восточно-Сотчемью - Талыйюского нефтяного месторождения Республика Коми). Геология нефти и газа N 12 1996 г. стр. 14-19

96.Черницкий A.B., Максимов С.С., Жильцов И.Н. Сравнительный анализ особенностей геологического строения месторождений нефти и газа подсолевого комплекса Прикаспийской впадины. С.Н.Т. ВНИИ Вып. 98, 1987 г. стр. 62-70

97.Черницкий A.B., Мустафинов А.Р. Анализ условий проседания земной поверхности в связи с разработкой месторождения Тенгиз. С.Н.Т. ВНИИ Вып. 114, 1991 г. стр. 76-84

98. Черницкий A.B. Методические особенности геолого-математического моделирования залежей в карбонатных коллекторах. Геологоя нефти и газа N3 1998 г. стр. 39 -44

99.Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М. Недра 1977 г. 208 стр.

100.Давыдов A.B., Булавина О.В., Урманчеева Т.А., Черницкий A.B. Применение трехмерной математической модели для оценки текущей нефтенасыщенности. Нефтяное хозяйство N4 1998 г. стр 39-45

101. Фурсов А.Я., Черницкий A.B. Моделирование нефтяных залежей в карбонатных коллекторах. Горный вестник N 4 1998 г.

102.Wiborg R., Jewhurst J. Erofisk subsidence detailed and sulutions assessed. Oil and Gas Journal У 84, N7,1986, pp 47-51

103.Smits R. M.M., de Waal J.A., van Kooten J.F.C. Prediction jf abrapt reservoir compaction and seríase subsidence caused by pore collapse in carbonates. Formation Evalution, June, v 13, N2,1988, pp 340-346

104.Geertsma J. Land subsidence above compacting oil and gas reservoir. Journal of Petroleum Technology, June, 1973

105.Hawkins D.M. , Merriam D.F. Optimal renation of digitized sequential data. J. Int. Assoc. Math. Geol 1973, vol 5 N4 pp 389-395

1. Боксерман A.A., Черницкий A.B., Степанова Г.С. и др. Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах. Патент РФ N1816034

2. Сафронов C.B., Сургучев M.JI., Баишев Б.Т., Черницкий A.B. Способ разработки рифовых залежей нефти с трещинно- порово-кавернозными коллекторами. Патент РФ N1471635

3. Сафронов C.B., Лещенко В.Е., Черницкий A.B. и др. Способ разработки массивных залежей нефти в трещиновато- пористо-кавернозных породах. Патент РФ N1232593

4. Черницкий A.B., Лещенко В.Е., Халимов Э.М. Способ разработки массивных залежей нефти с закачкой СОг. Патент РФ N 1343914

5. Черницкий A.B., Желтов Ю.В., Закиров С.Н., Колбасов A.M. Способ разработки массивных залежей нефти с газовой шапкой. Патент РФ N1547411