Содержание к диссертации
Введение
1. Общие сведения об оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении. 11
2. Оценка запасов углеводородного сырья карбонатных месторождений нефти и газа . 18
2.1. Методы подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа, основанные на принципе материального баланса. 21
2.2. Статистический метод подсчета запасов . 24
2.3. Объемный метод подсчета начальных балансовых запасов нефти и газа. Пористость как важнейший параметр оценки запасов объемным методом .
3. Геологическое моделирование петрофизических параметров, критерии моделирования. 26
4. Разработка подходов к методике моделирования пористости в карбонатных пластах сложного строения . 31
4.1. Пористость пород и факторы, влияющие на ее развитие. 31
4.1.1. Пористость. 31
4.1.2. Формирование порового пространства карбонатных пород. 41
4.1.3. Лабораторное изучение пористости. 54
4.1.4. Определение коэффициента пористости геофизическими методами. 55
4.1.5. Формирование очаговой пористости за счет фазовых преобразований карбонатной (органо-минеральной) матрицы» 58
4.2. Общие сведения о самоподобии и фракталах. 62
4.2.1 Применение теории фракталов в нефтегазовой отрасли. 69
4.3. Разработка программного обеспечения для изучения структуры порового пространства по РЭМ-изображениям . 76
4.3.1. Морфологический анализ структуры. Подготовка образцов к морфологическому анализу 79
4.3.2. Количественные морфологические показатели микроструктуры 82
4.33. Анализ фильтрационных свойств породы 83
4.3.4. Моделирование набухания. 86
4.3.5. Анализ полидисперсной структуры. 86
43.6. Статистическая обработка результатов. 87
4.4. Результаты анализа особенностей порового пространства карбонатных пород ОНГКМ. 89
5. Методика моделирования очагов пористости в карбонатных пластах с использованием характеристик структуры порового пространства . 111
5.1. Результаты анализа скважинных данных по пористости Оренбургского НГКМ. 111
5.2 Математическое описание поведения эмпирической связи . 117
5.3. Алгоритм прогнозирования очагов пористости в единичном слое сетки геологической модели. 121
Список литературы
- Статистический метод подсчета запасов
- Объемный метод подсчета начальных балансовых запасов нефти и газа. Пористость как важнейший параметр оценки запасов объемным методом
- Разработка программного обеспечения для изучения структуры порового пространства по РЭМ-изображениям
- Математическое описание поведения эмпирической связи
Введение к работе
Актуальность работы. Карбонатные породы во многих районах развиты весьма широко, составляя в целом, как в стратиграфическом разрезе осадочных толщ, так и в пространстве обширные комплексы отложений, перспективы нефтегазоносности которых по существу оценены должным образом сравнительно недавно. Карбонатные породы свойственны всей геологической шкале: от докембрия до неогена. По разным подсчетам в карбонатных коллекторах сосредоточено от 35 до 48 % запасов нефти и порядка 23-28 % газа в мире. В некоторых странах, например в Иране, Омане, Сирии, Мексике, доля запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, достигает почти 100 %.
В Российской Федерации наиболее широко карбонатные породы и карбонатные коллекторы нефти и газа представлены в Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции, Оренбургско-Актюбинском Приуралье, Прикаспийской впадине, в районах Ставропольского края и Дагестана, на Северо-Западном Кавказе и в Припятской впадине, на Сибирской платформе и в других регионах. Большой вклад в изучение нефтегазоносных карбонатных отложений внесли такие ученые как К.И. Багринцева, Р. Крейз, В.Г. Кузнецов, Дж. В. Чилингар, Г.Е. Арчи, Ю.И. Марьенко, X. Дж. Биссел, Е.М. Смехов, и др.
По характеристикам вещественного состава и резкой изменчивости физических и коллекторских свойств карбонатные породы-коллекторы крайне неоднородны. Ввиду сложности строения большинства типов карбонатных пород, их неоднородности и своеобразия условий фильтрации в них флюидов выделение среди них пластов коллекторов, подсчет запасов нефти и газа, управление разработкой месторождения являются трудной задачей.
В последний период в связи с бурным развитием в области вычислительной техники новые возможности для решения этих проблем дает компьютерное геолого-гидродинамическое моделирование. Российскими и
зарубежными учеными и практиками проведено много исследовательских работ, направленных на снижение неопределенностей моделей. Необходимо упомянуть таких авторов как Г.Н. Гогоненков, С. Пирсон, С.Н. Закиров, Г.М. Золоева, М. Райдер, СБ. Денисов, Т.С. Изотова, Ч. Пейтон, А.Г. Авербух, И.А. Мушин, Р. Шерифф и др.
Процесс построения детальной геологической модели
предусматривает создание по комплексному анализу геофизической,
геологической и промысловой информации подробной трехмерной сетки с
горизонтальными слоями залежи, содержащей информацию о распределении
коллекторов и литологических экранов, положении флюидальных контактов,
о значениях коэффициентов пористости, проницаемости,
нефтегазонасыщенности и закономерностях изменения их в объеме залежи. Для насыщения сетки параметрами фильтрационно-емкостных свойств, такими как пористость, проницаемость, применяются детерминистский и стохастический (вероятностный) подходы.
В случае моделирования емкостных свойств продуктивных отложений месторождений углеводородов, сложенных карбонатными коллекторами, данные средства не могут учесть природу образования и развития очагов вторичных процессов преобразования структуры порового пространства, определяющих конечные коллекторские свойства пород продуктивных отложений.
Общеизвестно, что выделение отдельных пропластков и их пачек в известняках - задача гораздо более сложная по сравнению с песчано-глинистыми отложениями. Одним из объяснений этому является очаговый, существенно неоднородный характер пористости, как следствие вторичных процессов, затрудняющий идентификацию одного пласта или пропластка по пористости на соседних скважинах в пределах одного стратиграфического разреза. Поэтому задача разработки методов, учитывающих закономерности развития очаговой пористости, применительно к месторождениям карбонатного типа крайне актуальна.
Существует предположение о том, что форма и структура любых природных объектов определяется всеобщими математическими закономерностями, что нашло подтверждение в современных исследованиях в области физики, химии, биологии, медицины (Шмидт Ф.К., О.В. Бецкий, О.Ю. Грызлова). Такие очевидные примеры, как дерево, куст, колония кораллов - геометрически самоподобны, т.е. они состоят из повторяющихся элементов разных размеров. В данной работе автор поставил своей задачей проследить не прямое морфологическое подобие, а статистическое самоподобие, также воспроизводящееся на различных масштабах.
Цель работы. Создание методики выявления высокопродуктивных зон на разрабатываемых карбонатных месторождениях нефти и газа, характеризующихся высокой неоднородностью и развитием очаговой пористости. В основе работы использована теория о самоподобии в макро- и микро-мире: характер распределения пористости в пласте подобен статистическим характеристикам распределения пор в породе.
Основные задачи исследований:
1. Анализ и оценка применяемых подходов моделирования
коллекторских свойств при создании геологической модели и подсчете
запасов нефти и газа карбонатных месторождений.
2. Обоснование фрактально-самоподобного подхода для
прогнозирования высокопористых зон применительно к карбонатным
месторождениям углеводородов.
3. Разработка системного подхода к моделированию очаговой
пористости.
4. Формирование очаговой геологической модели с целью создания
впоследствии очаговой сеточной модели проницаемости для карбонатных
месторождений и уточнения на ее основе технологической схемы
разработки.
Фактический материал.
Основным предметом исследования явились керновый материал, материалы геофизических исследований скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении.
Были изучены и проанализированы петрофизические свойства большого количества образцов (2000 штук). Полученный материал использован для выборки образцов, впоследствии изученных методами электронной микроскопии
На современном растровом электронном микроскопе Quanta 200, установленном в Институте кристаллографии, были сделаны снимки изучаемых образцов при различных увеличениях: от 40 до 1600. С помощью разработанного автором программного обеспечения проведен анализ электронно-микроскопических снимков 200 образцов и исследована структура порового пространства коллекции образцов карбонатных пород ОНГКМ (возраст - Pi art, Pi skm).
Проанализирован геофизический материал по 137 скважинам Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
Изучен и обобщен большой литературный материал, связанный с карбонатными породами, коллекторскими свойствами и их методами исследования, факторами, влияющими на развитие порового пространства.
Научная новизна работы в следующем:
Предложен очагово-кластерный (фрактальный) подход к методике моделирования зон повышенных коллекторских свойств месторождений, сложенных карбонатными коллекторами, учитывающий природу образования и развития очагов вторичных процессов.
При моделировании распределения пористости в пласте (макроуровень) использованы статистические характеристики распределения пор в породе (микроуровень) в рамках теории о самоподобии.
Впервые предложен динамический алгоритм осреднения скважинных данных, учитывающий неоднородный характер распространения пористости.
Защищаемые положения:
Разработаны алгоритмы анализа коллекторских свойств пород по РЭМ-снимкам, реализованные в программном обеспечении «Коллектор».
Установлена обобщенная статистическая закономерность долевого распределения пор для данной стадии катагенетического преобразования карбонатных пород на ОНГКМ, т.е. участия пор определенного размера в формировании емкостных объемов.
Выявлена закономерность относительного изменения степени расчлененности эффективных и неэффективных толщин с увеличением в разрезе доли эффективных толщин в общей толщине. Данная закономерность отражает природу самоподобия и дает основания для очаговой модели прогнозирования высокопродуктивных зон карбонатных месторождений.
Предложен динамический алгоритм осреднения скважинных данных.
Практическая ценность работы заключается в уточнении геологической модели месторождений, сложенных карбонатными коллекторами, путем применения очагово-кластерного подхода на основе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения; повышение информативности и точности петро физических исследований за счет изучения коллекторских свойств породы по снимкам РЭМ с помощью разработанного автором специализированного программного обеспечения «Коллектор». Данное программное обеспечение будет способствовать изучению структуры и свойств пород как карбонатного, так и иного происхождения.
Реализация и внедрение результатов работы. Разработанный программный инструмент «Коллектор», основанный на анализе электронно-микроскопических изображений структуры порового пространства,
полученных методом катодолюминесценции, позволяет оценивать емкостные и фильтрационные свойства пород. Результаты, полученные с помощью данной программы, были включены в ряд проектных документов по Оренбургскому НГКМ.
Апробация работы. Основные материалы и защищаемые положения работы были доложены на XX и XXI Российских конференциях по электронной микроскопии (Черноголовка, 2005-2006 гг.), семинарах Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов, Всероссийской конференции "Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности" (Москва, 2007).
Публикации. По основному содержанию работы представлены 6 публикаций и 1 статья находится в печати.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Изложена на 156 страницах машинописного текста, включая 62 рисунка, 3 таблицы, список литературных источников из 69 наименований, 1 приложение.
Работа была выполнена в Институте Проблем Нефти и Газа при РАН РФ в Лаборатории освоения нетрадиционных ресурсов под руководством к.г-м.н. Н.А. Скибицкой. Автор выражает признательность научному руководителю к.г-м.н. Н.А. Скибицкой, к.г-м.н. В.А. Кузьмину, к.т.н. Д.В. Сурначеву, с.н.с. В.А. Барамзиной, д.т.н. С.Н. Закирову, д.т.н. А.И. Ермолаеву, д.т.н. Э.С. Закирову, всем сотрудникам Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья за ценные консультации и советы при постановке исследований и обсуждении результатов их выполнения, представителям фирмы «Системы для микроскопии и анализа» за предоставленную возможность исследований с помощью РЭМ, представителям компании «Roxar» А.В. Рыбникову, Д.Н. Болотнику, зав. отделом геологии и геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз» М.А. Политыкиной, главному геологу В.И. Днист-рянскому и сотрудникам геологического отдела ООО «ОренбургГазПром»,
главному геологу ОГПУ А.И. Коршунову, к.г-м.н. СМ. Карнаухову, д.т.н. Н.А. Гафарову.
Статистический метод подсчета запасов
Продуктивные пласты и объекты. В разрезе, начиная от нижнепермских и до среднекаменноугольных отложений включительно, установлено более 10 продуктивных пластов, выделенных в процессе поисково-разведочных работ с указанием их стратиграфической приуроченности (например, пласт "плойчатые доломиты" филипповского горизонта) или с присвоенной им индексацией (PIV, PV-1 и т.д.).
В процессе разработки по центральной и западной частям месторождения определилось, что в их пределах продуктивность разреза обусловлена за счет трех достаточно мощных (иногда до 200 м) пачек пород, каждая из которых, имея в своем составе по несколько пластов, представляет собой самостоятельную гидродинамическую систему. Они были выделены как эксплуатационные объекты: I, П, Ш.
Пласт "плойчатые доломиты", выделенный в нижней части филипповского горизонта, сложен доломитизированными известняками, перекрывается и подстилается ангидритами. Участками пласт отсутствует. На площади, где он развит, его толщина, составляя 15-20 м, достигает иногда 30 м. В составе пласта несколько (до 6-8, а иногда и более 10) проницаемых пропластков, отделяемых один от другого плотными известняками или ангидритами с толщиной от 0,4-0,8 до 5-Ю м.
Эффективные толщины пласта (сумма толщин проницаемых пропластков) от 2-3 до 20-30 м в западной части месторождения, от 1 до 10 м - в центральной и до 4 м - в восточной. I объект, а также два других (II и III) выделены и прослежены в западной и центральной частях месторождения. Сложены эти объекты известняками. Продуктивность их обусловлена за счет пропластков - коллекторов порового, трещинно-порового и трещинного типов. I объект включает карбонатные породы артинского яруса и частично - сакмарского. Толщина объекта - 60-70 м, иногда -100-200 м. Поровые коллекторы в объекте преобладают. Количество поровых пропластков - коллекторов в разрезах скважин достигает иногда более 60. При толщинах отдель ных пропластков от 0,4-0,6 м до нескольких метров их суммарная толщина (эффективная толщина коллекторов) достигает иногда более 40 м. Трещинно-поровые коллекторы характеризуются толщинами от нескольких метров до 20 м на Западном куполе и достигают на Центральном куполе иногда более 50 м. Трещинные коллекторы также на Центральном куполе имеют наиболее высокие толщины: 20-30 и до 50 м, но нередко отмечаются в виде небольших пропластков или даже отсутствуют вообще. В составе II объекта - нижняя часть отложений сакмарского яруса, ассельскии ярус и верхняя часть верхнекаменноугольного отдела. Толщина объекта - до 100 м и иногда более 150 м. Толщины поровых коллекторов на Западном куполе - более 50 м, а Центральном - более 90 м.
Трещинно-поровые и трещинные коллекторы также характеризуются более высокими толщинами на Центральном куполе (от 30 до 50 м и более метров). На Западном куполе их толщины составляют от нескольких метров до 20-30 м. III объект включает нижнюю часть отложений верхнего отдела карбона и верхнюю часть - среднего. Его толщина - 40-200 м.
Толщины поровых коллекторов, выделяемых в составе объекта, колеблются от 10 до 50-60 м на Западном куполе, а на Центральном куполе они изменяются в более широком диапазоне: от нескольких метров до 100 м.
Трещинно-поровые коллекторы на Западе имеют толщины от нескольких метров до 20 м, а на Центральном куполе по отдельным скважинам толщины коллекторов более 40 м.
Треіцишше коллекторы на западе имеют толщины 1-2 м и лишь по одной скважине (14020) - 6 м. На Центральном куполе для коллекторов характерны толщины более 20 м, достигая более 30 м.
Пласт PIV. Пласт выделен в верхней сульфатно-карбонатной пачке артинского яруса. Территориально он прослежен так же, как и все другие, рассматриваемые ниже, в пределах восточной части месторождения (Восточный и Караванские купола).
Пласт имеет толщину 4-5 м и иногда - более 10 м. Состоит он из 1 или 2-3 поровых пропластков-коллекторов (известняков). Толщины пропластков небольшие: от долей метра до нескольких метров. Эффективные толщины пласта-1,2-7,2 м.
Пласт PV-1. Пласт выделен в верхней части артинского яруса, непосредственно под сульфатно-карбонатной пачкой. Общая толщина его - от 20 до 80 м. Редко (скв. 6-р) - около 10 м. Поровые коллекторы отмечаются в виде пропластков с толщинами от 0,4 до 7 м. Толщины коллекторов до 30 м в своде Восточного купола, в пределах Караванских куполов - более 50 м.
Отмечаются в составе пласта на отдельных участках и трещинно-поровые коллекторы. Их толщины небольшие: 1-2 м и редко (скв. 352, 633, 639) - чуть более Юм.
Пласт PV-2. Выделен в 10-25 м ниже пласта PV-1. Общая толщина его такая же, что и у пласта PV-1. Толщины коллекторов порового типа чаще всего 5-10 м. В сводах отдельных куполов толщины достигают 15-20 и более метров. На крыльях толщины равны 2-5 м.
Содержание трещинно-поровых коллекторов, в основном, невысокое и лишь по единичным скважинам (371 и 659) чуть выше Юм.
Пласт PV-3. Он прослежен в 5-20 м ниже пласта PV-2. Его толщины близки толщинам пластов PV-1 и PV-2: от 20-30 до 90 и более метров.
Поровые коллекторы в его пределах, а также трещинно-поровые имеют толщины, достаточно близкие пластам PV-1 и PV-2.
Пласт PVI. Выделен в разрезе от подошвы так называемого сакмар-ского репера до кровли пачки плотных пород, прослеживаемых в нижней части яруса. Толщина пласта - 70-90 м. В пределах пласта также, как и в остальных, рассматриваемых ниже, выделены только коллекторы порового типа, которые на отдельных участках отсутствуют. Толщины пропластков - коллекторов, в основном, небольшие, но за счет достаточно большой толщины самого пласта и количества пропластков (нередко более 10) эффективные толщины пласта достигают иногда (скв 528,548-н) более 20 м.
Пласт PVH. Пласт выделен в верхней части ассельского яруса в виде пачки пород толщиною в 30-60 м.
Эффективные толщины пласта от 4-5 м на склоне Восточного купола и до 30 и более метров в его сводовой части.
Пласты московского яруса. Данные пласты выделены в: подольском горизонте - C2-I, мячковском - С2-П и каширском С2-Ш. Вскрыты и прослежены пласты в своде Восточного купола (скв. 17 и скв. 313).
Представлены пласты проницаемыми известняками. Перекрываются и подстилаются плотными разностями карбонатных пород. Общие толщины пластов до 30 и более метров. Эффективные толщины -13-15 м. Но встречаются также пласты с эффективной толщиной в 3,2 м (C2-I, скв. 313) и в 24 м (C2-II, скв. 17).
Пласт башкирского яруса. Пласт также прослежен в скважинах 17 и 313 и, кроме того, в скв. 161 на Караванском куполе. Общая толщина его составляет более 30 м, эффективная - более Юм.
Среди других карбонатных месторождений, сходных в литологиче-ском плане с Оренбургским, можно привести Вуктыльское, Харьягинское месторождения, Тенгиз, Карочаганак - с этими объектами было бы интересно провести аналогичные исследования.
Объемный метод подсчета начальных балансовых запасов нефти и газа. Пористость как важнейший параметр оценки запасов объемным методом
По характеру расположения в породе различают трещины, образовавшиеся при растяжении, сжатии и скручивании. Последние представляют собой сеть перекрещивающихся трещин. Тектонические трещины часто характеризуются значительной глубиной и протяженностью, однако наряду с этим в породах возникает мелкая трещиноватость. Реже тектонические трещины наблюдаются у пород с пластической связью (у глин). У галечников, рыхлых песков, песчаников и т. д. при сжатии происходят перемещение частиц и уплотнение пород без образования трещин.
Процессы кристаллизации, наступающие, например, при остывании магматических расплавов, перекристаллизации, наблюдающиеся у пород, нагревшихся при контактном метаморфизме, дегидратации современных осадков, доломитизации известняков, часто ведут к сокращению объема пород и к образованию трещин, сообщающих породам вторичную пористость.
Поры выветривания (трещины) также характерны для пород с жесткой связью и реже для пород с пластической связью. Выветривание идет под воздействием атмосферных агентов и солнечной радиации. Выветривание способствует как образованию новых трещин, так и эррозии трещин, возникших вследствие других процессов.
В результате жизнедеятельности животных и растений — биохимических процессов — образуются поры, представляющие собой ходы червей и других животных, поры, созданные корневой системой растений, и т. п.
Пористость пород различных типов может слагаться порами только первичного или порами первичного и вторичного происхождения.
Форма пор. Форма и размер отдельных пор, соотношение в породе пор различной величины и их сообщаемость определяют форму (или структуру) порового пространства породы. Структуру порового пространства тщательно изучают при добыче нефти, газа и воды, так как от нее зависят дебиты и отдача из пластов указанных полезных ископаемых.
Поскольку форма порового пространства, так же как и его величина сильно влияет на ряд физических параметров, возможна оценка структуры порового пространства пород по данным геофизики. Следовательно, необходимо изучать эту характеристику пор и поровых пространств, а также зависимости физических свойств от структуры отложений.
По форме поры бывают: 1) близкими к ромбоидальным; 2) близкими к тетраэдрическим; 3) щелевидными; 4) каверновидными; 5) ячеистыми; 6) трещиновидными; 7) пузырчатыми; 8) каналовидными; 9) соответствующими по форме зернам кристаллической породы.
Имеются поры и более сложных форм, которые нельзя описать при помощи названных геометрических аналогий.
Поры, близкие к ромбоидальным и тетраэдрическим, можно наблюдать в кластических породах с хорошо отсортированными и окатанными зернами. Ромбоидальные — при сравнительно рыхлой, а тетраэдрические — при наиболее плотной укладке зерен породы.
Эти сравнительно простые по форме поры, обеспечивают относительно несложную форму порового пространства породы, которая обусловливает, например, наиболее низкие значения электрического сопротивления и диффузионно-адсорбционной активности пород при заданных величинах пористости и прочих равных условиях.
Форма пор менее отсортированных разностей кластических пород также в основном определяется геометрией, степенью отсортированности и взаимным расположением зерен. Считается, что у пород этого типа поры представляют собой расширяющиеся и сужающиеся ячейки или канальцы весьма сложного очертания, которые трудно описать, используя какую-либо из простых геометрических форм. Установлено, что форма порового пространства этих пород становится тем сложнее (извилистее), чем менее окатаны и отсортированы их зерна, чем больше в породе глинистого материала. В связи с тем, что степень окатанности зерен пород определяется их минеральным составом, при одинаковом времени и условиях переноса от него зависит форма пор кластических образований.
В слабо сцементированных и пластично-связанных породах с чешуйчатой или пластинчатой формой структурных элементов (слюдах, глинах и др.) преобладают поры щелевидного характера. Форма пор сцементированных обломочных пород более правильна, чем несцементированных или слабо сцементированных, поскольку цементирующий материал сглаживает стенки поровых каналов.
Каверновидная (пещеровидная) неправильная форма обычна для пор выщелачивания известняков и доломитов. Развитие пор этой формы у карбонатов создает весьма сложные очертания их порового пространства.
Поры ячеистой формы встречаются также у карбонатов. Ячеи представляют собой относительно крупные и правильные полости в теле пород.
Трещиновидные поры характерны для пород с жесткой связью, подвергшихся действию тектонических процессов, процессов выветривания, кристаллизации и т. д.
Наиболее простой формой отличаются, по-видимому, поры, образованные пузырьками газов в остывающих расплавах магмы. Форма пор магматических пород соответствует форме образовавших их пузырьков газа. Поры каналовидной формы встречаются у известняков, лессов и лессовидных пород. Поры этого вида у лессов представляют собой обызвеств-ленные каналы довольно правильной формы.
Форма межкристаллических и межгранулярных пор, характерная, например, для известняков и доломитов достаточно правильна. Следует иметь в виду, что одна и та же порода может содержать различные по форме поры, Например, известны доломиты и известняки с межкристаллической трещи-новидной и каверновидной формой пор; глины с щелевидными и трещино-видными порами; магматические породы с межкристаллической и пузырчатой формой пор и т. д. Форму пор определяют визуально или путем исследования шлифов.
Размеры пор. По размеру поры классифицируют на: а) сверхкапиллярные, б) капиллярные и в) субкапиллярные.
Сверхкапиллярные поры имеют просвет от 0,1 мм и выше. Среди них особо выделяются мегапоры (полости) огромных размеров, исчисляющихся несколькими десятками, сотнями и даже тысячами кубических метров. Движение однородной жидкости в сверхкапиллярных порах происходит в основном под действием силы тяжести или напора по обычным для трубчатого канала законам гидродинамики.
Разработка программного обеспечения для изучения структуры порового пространства по РЭМ-изображениям
Существуют различные трактовки терминов «первичная пористость» и «вторичная пористость». В соответствии с подразделением, предложенным Д.С. Соколовым [58], в понятие «пористость» вкладывается главным образом генетическое содержание. Первичная пористость определяется пустотами, образующимися во время седиментации осадков, видоизменяющимися и вновь возникающими на стадии диагенеза. Первичная пористость связана со структурой карбонатных пород и гидродинамической активностью среды осадконакопления. При активном движении вод формируются биогермные известняки, а также известняки и доломиты, состоящие из форменных элементов с крупными, а часто и весьма крупными пустотами, при слабой под вижности осадки могут быть высокопористыми, но размер пустот и соединительных каналов чрезвычайно мал. Пустоты, которые образуются и развиваются вне зависимости от структуры, условий седиментации и литогенетиче-ских особенностей уже сложившейся породы.
При изучении стадий накопления и преобразования пород зачастую невозможно четко подразделить стадии литогенеза и степень формирования пустот в тот или иной период. Основное отличие вторичной пористости заключается в четкой приуроченности различных видов пустотности к породам разного генезиса.
Количество образующейся углекислоты на раннем этапе диагенеза (относительно коротком) в результате жизнедеятельности организмов увеличивается [58]. Вследствие высокого содержания органического вещества, а также благодаря образующейся за его счет углекислоте в органогенных и ор ганогенно-детритовых породах развивается дополнительная раннедиагенети-ческая пористость. Последующие этапы в целом характеризуются развитием процессов, протекающих унаследованно и способствующих залечиванию раннедиагенетической и седиментационной пористости либо значительному улучшению ее, хотя эти процессы происходят в разное время и с неодинаковой интенсивностью.
Однако поскольку в биоморфных, органогенных и органогенно-обломочных породах уже сформировалась благоприятная структура норового пространства, в которой преобладают крупные (50-80 микрон) поровые каналы, то возможностей для полного залечивания пористости на последующих этапах преобразования породы значительно меньше и наиболее часто она сохраняется. В этом заключена главная причина более высоких значений открытой пористости, присущих рассматриваемым породам.
Условия формирования первичной пористости основных групп растворимых карбонатных пород различны и тесно связаны с их генезисом. У хемогенных известняков, первичных доломитов первичная пористость ничтожна, а структура порового пространства неблагоприятна для движения растворов, поскольку преобладающее развитие имеют субкапиллярные поры. Органогенные, органогенно-обломочные и обломочные породы характеризуются высокими значениями первичной и раннедиагенетической пористости, а геометрическое строение их порового пространства, в котором преобладают хорошо сообщающиеся крупные поры, благоприятно для движения растворов. У диагенетических доломитов первичная пористость будет совершенно ничтожна в тех случаях, когда доломитизация протекает под воздействием перенасыщенных растворов и процессы растворения подавляются кристаллизацией доломита.
Формирование вторичной пористости происходит в неодинаковых генетических условиях [66, 69], но породы к этому моменту обладают уже определенной величиной первичной пористости и имеют свойственный им характер строения порового пространства. Дальнейшее изменение пористости и структуры порового пространства зависит от растворяющей способности подземных вод, которые с различной скоростью циркулируют в карбонатных отложениях. Степень минерализации, химизм вод, температура, давление, литологический состав пород и геометрия уже образовавшегося пространства - все эти факторы определяют дальнейшую направленность процесса и формирование вторичного пустотного пространства.
Постседиментационные процессы образования и преобразования пустотного пространства. После накопления осадка начинаются разнообразные процессы, ведущие, во-первых, к превращению осадков в породы и, во-вторых, к преобразованию самих пород. Стадия превращения осадка в породу - диагенез - характеризуется взаимодействием геохимически разнородных составных частей осадка между собой и с окружающей их средой, ведущим к установлению между ними равновесия. Эти по сути своей физико-химические процессы протекают при мощном воздействии населяющих осадок организмов и продуктов их жизнедеятельности при низких и относительно стабильных температурах и давлениях. Важным результатом диагенеза является образование геохимически относительно однородной и стабильной системы и литификация осадка, т.е. образование твердой породы. Стадия бытия уже сформировавшейся породы, ее преобразование - катагенез - характе ризуется проявлением чисто физико-химических процессов практически без участия органической жизни в условиях повышающихся по мере погружения пород давлений и, в меньшей степени, температур, а также взаимодействием пород с пластовыми водами. Другими словами, протекание диагенетических процессов обеспечивается внутренней энергией самого осадка, и они реализуются главным образом за счет вещества той же системы. Процессы же катагенеза определяются поступлением энергии извне и в большей степени привносом вещества в систему и его выносом оттуда.
Уплотнение и цементация. Один из наиболее важных, отчетливо проявляющихся и устанавливающихся процессов диа-, а затем и катагенеза — уплотнение сначала осадков, а затем и пород, которое в целом ведет к увеличению плотности и сокращению пустотного пространства. Многочисленными исследованиями глинистых и обломочных осадков и пород в различных по типам водоемах и разрезах осадочных толщ показано, что наиболее активно процессы уплотнения, а следовательно отжатая воды и сокращения пористости, происходят на стадии диагенеза, но, хотя и с меньшей скоростью, продолжаются в катагенезе [64,30].
Математическое описание поведения эмпирической связи
Фрактальное моделирование как инструмент для изучения скрытого порядка в динамике неупорядоченных систем, каковыми являются нефтегазовые месторождения, стало технологической потребностью. Фрактальные модели упрощают анализ турбулентного движения жидкости или газа, а также процесса протекания, что важно для индустриальных технологий разработки месторождений нефти и газа [26,60,43].
К примеру, напряженные крупномасштабные фрактальные структуры возникают при закачке в пласт воды, газа и других агентов, поддерживающих пластовое давление. Наличие фрактальных структур может быть связано с загрязнением прискважинных зон пласта. Очистка этих зон сводится к разрушению этих фракталов и требует значительных затрат времени и средств [26].
Еще в 80-х гг. проведены исследования и построена теория протекания [60], которая может быть использована для фрактального моделирования нефтегазоносных структур.
При рассмотрении фильтрации флюидов в рамках традиционных феноменологических моделей сплошной среды (Баклея-Леверетта, Раппопорта-Лиса) все разнообразие типов горных пород учитывается путем варьирования в уравнениях, описывающих процесс фильтрации, коэффициентов пористости и проницаемости. При таком подходе определяющим параметром при анализе фильтрационных процессов в пластах являются коэффициенты фазовых проницаемостеи, экспериментальное определение которых представляет значительные сложности. К тому же экспериментальные кривые относительных фазовых проницаемостеи являются интегральными феноменологическими характеристиками, и не позволяют выявить влияние различных факторов, например, структуры порового пространства, на формирование результирующей картины течения и установить соответствующие закономерности [32]. Экспериментальные исследования в этой области представлены серией чисто опытных, либо опытно-расчетных работ, совмещающих численные расчеты и экспериментальные измерения параметров идентичных систем и сравнение между ними. Однако теоретический подход, применяемый при этом, на сегодняшний день ограничивается рамками стандартной теории перколяции, в которой неоднородность имеет пороговый характер, то есть среда составлена из элементов всего двух типов - проводящих с одинаковой проводимостью и непроводящих.
Это резко сужает возможности перколяционного подхода в моделировании фильтрационных процессов, поскольку реальные пористые среды содержат весьма широкий спектр проводящих поровых каналов. Характер протекающих в таких средах процессов переноса сильно зависит от структуры содержащейся в них неоднородности (от структуры порового пространства среды и свойств его поверхности) и способа заполнения его флюидами.
Теория перколяции дает возможность построения более адекватных моделей, позволяющих описывать перенос в неоднородных средах в случае, когда имеется распределение проводящих элементов по величине их собственной проводимости.
Задачи теории перколяции на решетках. Наиболее наглядной иллюстрацией процессов, которые принято называть перколяционными, и которые призвана объяснять и описывать теория перколяции (теория протекания), является протекание электрического тока в плоской сетке (решетке) сопротивлений (рис. 7). В простейшем случае сеть состоит из одинаковых проволочек, все ребра этой сети одинаковы, а разность потенциалов подается либо на торцы (стороны) сетки, либо на угловые точки. л X
Каждому элементу такой сети - либо узлу, т.е. пересечению проволочек, либо середине связи, т.е. участка проволочки между ближайшими узлами - соответствуют координаты (X,Y) в декартовой плоскости (хОу). Если теперь организовать процедуру последовательного удаления проводящих связей или узлов сетки случайным образом - например, перекусыванием соответствующих связей или всех связей соответствующих узлов - мы получим некий процесс перехода от проводящей электрический ток сетки к непроводящей сети, которая, тем не менее, будет содержать при этом и неразорван-ные еще связи (или неудаленные узлы).
Описанный процесс есть процесс перехода системы (сети) из одного качественного состояния (проводящая сеть) в другое качественное состояние (непроводящая сеть). Причем при удалении последних связи или узла, приводящем к окончательному разрыву сети, явление приобретает характер критического - при незначительных количественных изменениях в системе происходит кардинальное качественное изменение ее свойств.
Приведенный пример характеризует класс так называемых решеточных задач теории перколяции.
Порог протекания. В описанном выше процессе общее число элементов решетки в начальный момент есть NQ, а число проводящих (целых) элементов на каждом шаге Na. Тогда вероятность того, что любой выбранный наугад элемент будет проводящим, есть х = NJNo. Или, другими словами, каждый элемент решетки проводит с вероятностью X.
Очевидно, что при х = О решетка не проводит, а при х = 1 безусловно является проводящей. Отсюда следует, что должно существовать некое значение х = дсс, лежащее в интервале 0 хс 1, при котором происходит указанный переход решетки из одного состояния в другое. Данная величина хс носит название критической вероятности или порога протекания.
Для каждой конкретной реализации процесса «прореживания» исходной проводящей решетки конечных размеров величина хс есть функция No. для бесконечной решетки, которая является с одной стороны - математической абстракцией, а с другой - наиболее адекватно соответствует реальным природным объектам, в которых число элементов очень велико (например, число пор в объеме горной породы реального геологического масштаба), порог протекания является величиной постоянной
