НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

Інститут геологічних наук

Лобасов Олександр Павлович

УДК 551.243.8:(551.248.2:519)(417)

МОДЕЛІ ФОРМУВАННЯ ПОРОВИХ СИСТЕМ ТЕРИГЕННИХ ПОРІД

в НИЖНЬОКАМ’ЯНОВУГІЛЬНИХ ВІДКЛАДах

Дніпровсько-Донецької западини

04.00.21 – літологія

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

Київ – 2003

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Київському національному університеті імені Тараса Шевченка, геологічний факультет

Науковий керівник:

доктор геологічних наук, професор

Микола Никанорович Жуков,

Київський національний університет імені Тараса Шевченка,

геологічний факультет

Офіційні опоненти:

доктор геолого-мінералогічних наук, професор

Дмитро Павлович Хрущов

Інститут геологіних наук НАН України,

головний науковий співробітник

кандидат геолого-мінералогічних наук

Володимир Михайлович Тесленко-Пономаренко

“Укрбургаз”, філія дочірньої компанії НАК “Нафтогаз України”

“Укргазвидобування”, начальник тематичної партії

Провідна установа:

Відділення морської геології і осадочного рудоутворення Національного науково-природничого музею НАН України, м. Київ

Захист відбудеться “11” листопода 2003 р. о 1400 год. на засіданні

спеціалізованої вченої ради Д 26.162.04 в Інституті геологічних наук НАН України за адресою: 01601, Київ-601, вул. О. Гончара, 55-б.

З дисертацією можна ознайомитись в бібліотеці Інституту геологічних наук НАН України за адресою: 01601, Київ-601, вул. О. Гончара, 55-б.

Автореферат розісланий “9” жовтня 2003 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради

кандидат геолого-мінералогічних наук Г.С. Компанець

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Дана робота присвячена розробці моделей порових систем теригенних порід в контексті проблеми прогнозування порових резервуарів та літологічних пасток вуглеводнів на основі:

–

–

–

Актуальність теми. Починаючи з другої половини двадцятого століття приріст запасів вуглеводнів у всіх нафтогазоносних регіонах України, крім Південного, невпинно зменшується. Причина полягає в поступовому вичерпанні фонду структурних та структурно-тектонічних пасток, на пошуки яких, в основному, орієнтовані сучасні методики пошуково-розвідувальних робіт. За даними О.Ю. Лукіна (1976), в Дніпровсько-Донецькій западині (ДДз) “не менше 50% покладів в тій чи іншій мірі явно контролюються (поряд із структурним фактором) літологічним виклинюванням або поверхнею неузгодження”. Біля 60% прогнозних ресурсів ДДз залишається недорозвіданими, і більша їх частина пов’язана саме із неструктурними пастками (О.Ю. Лукін (1991)).

Практика потребує сучасних методик пошуків неструктурних пасток вуглеводнів з широким використанням математичного моделювання та комп’ютерних технологій. Водночас, стан розробки напряму математичного моделювання умов утворення порових резервуарів та літологічних пасток вуглеводнів не можна вважати задовільним, зважаючи на важливість цієї проблеми, хоча певні наукові результати досягнуто низкою авторів. Існуючі методики пошуків неантиклинальних пасток вуглеводнів здебільшого напівкількісні і не використовують всіх можливостей математичної обробки аналітичних даних, не доведені до програмної реалізації або реально працюючої технології. Застосування при пошуках літологічних пасток математичних моделей природних систем здатне привести до принципово нових рішень і породити нові ефективні методи та методики досліджень, що сприятиме збільшенню приросту запасів вуглеводнів як в старих, так і в нових нафтогазоносних регіонах.

Зв’язок роботи із науковими програмами, планами, темами. Дослідження в рамках даної дисертаційної роботи проводились автором при виконанні тематичних робіт в Київській дослідно-методичній експедиції (КДМЕ), Центральній тематичній експедиції (ЦТЕ), ДГП “Геопрогноз”, ДГП “Геоінформ” Мінгео УРСР: “Розробка автоматизованої системи обробки даних для вирішення задач розвідки нафтових та газових родовищ” (№ держреєстрації – 39-81-74/12), “Підготовка геолого-геофізичної інформації і створення баз даних галузевої геоінформаційної системи”, “Формування та вдосконалення геоінформаційної системи в галузі нафтогазової геології” (№ держреєстрації – У-98-151/13).

Результати досліджень повністю або частково увійшли в систему моделювання геологічної будови нафтогазоносних регіонів “Горизонт”, в розробці якої автор приймав безпосередню участь і яка в свій час була впроваджена в усіх нафтогазорозвідувальних підприємствах Мінгео УРСР. Результати досліджень останнього десятиріччя є складовою частиною системи “Нафта та газ України”, яка функціонує в ДНВП “Геоінформ України”.

Мета роботи – розробка нових комп’ютерних методик кількісної оцінки стану порових систем теригенних порід на основі математичних моделей процесів формування порового середовища.

Задачі досліджень:

1.

2.

3.

4.

5.

6.

Об’єктом дослідження є умови утворення літологічних пасток вуглеводнів.

Предмет дослідження – порове середовище теригенних порід, його геометрія та процеси формування: ущільнення порід, катагенетичні процеси в цементі теригенного колектора, перерозподіл пористості в процесі масопереносу при латеральній водній фільтрації.

Наукова новизна отриманих результатів:

1. Запропоновано нову математичну модель порового середовища гранулярного колектора та методику оцінки його параметрів за гранулометричним складом для прогнозу фільтраційно–ємнісних властивостей на основі розробленого методу геометризації порового середовища. На її основі встановлено фізично зумовлені залежності між параметрами порового середовища та між параметрами порового середовища та гранулометричного складу.

2. Розглянуто існуючі моделі ущільнення теригенних порід і розроблено нову комп’ютерну методику палеоструктурного аналізу з урахуванням ущільнення порід, за допомогою якої розв’язана задача визначення палеотовщин та початкових палеотовщин шарів порід як ознаки умов, сприятливих для утворення літологічних пасток. Показано вплив ущільнення на структуроутворення та фізичні властивості шарів.

3. Розроблено комп’ютерну методику оцінки неотектонічної активності та успадкованості порушень на основі просторового аналізу лінійних систем: лінеаментів – річкової мережі, різновікових систем диз’юнктивів.

4. Створено математичну модель перерозподілу пористості в процесі латеральної водної фільтрації в межах тектонічних блоків та зроблена кількісна оцінка впливу цього процесу на утворення та просторовий розподіл вториннопорових резервуарів.

Розроблені математичні моделі процесів та комп’ютерні методики оцінки їх літологічних ефектів в достатній мірі обгрунтовуються зробленими автором математичними постановками, доведеними до комп’ютерної реалізації. Достовірність отриманих результатів забезпечується численними розрахунками та обробкою реальних геолого-геофізичних даних по нижньокам’яновугільних відкладах ДДз.

Положеннями, що захищаються, є:

- Модель порового середовища теригенного колектора та методика оцінки його параметрів при математичній обробці даних гранулометричного аналізу. Модель грунтується на стохастичній корпускулярній моделі порового середовища, тобто:

з реконструйованого за даними гранулометричного складу розподілу кількості гранул за розмірами синтезуються тетраедричні елементи порового середовища;

на основі виведених автором формул точно розраховуються параметри тетраедрів;

розраховуються середньозважені на об’єм тетраедрів параметри порового середовища: пористість та параметри її розподілу, площа поверхні пор та параметри її розподілу, середній радіус пор та параметри його розподілу, площа перерізів пор.

Встановлені регресійні залежності між параметрами порового середовища та гранулометричного складу , які мають теоретичне і практичне значення

- Методика палеоструктурного аналізу на основі моделі ущільнення порового середовища в процесі літогенезу.

Розглянута модель зміни пористості теригенної породи в процесі літогенезу і на цій основі математично розроблені загальна задача палеоструктурного аналізу з урахуванням ущільнення порід та окремі важливі для літологічних застосувань задачі, такі, як визначення початкових товщин та палеотовщин горизонтів. Доведена важливість врахування ущільнення порід в задачі перерозподілу пористості при латеральній водній фільтрації. Крім цього, розробки можуть застосовуватися при палеоструктурних та, в якості допоміжних, палеогеографічних реконструкціях.

- Методика дослідження диз’юнктивних порушень в середовищі Геоінформаційних систем.

Методика включає засоби побудови карт щільності тектонічних порушень взагалі та певних азимутів поширення, карт неотектонічної активності порушень на основі просторової кореляції азимутів відрізків порушень та відрізків гідромережі, карт успадкованості на основі просторової кореляції азимутів відрізків різновікових систем порушень.

Галузі застосування методики – прогноз областей неотектонічної активності та неотектонічно активних ділянок порушень, оцінка ступеню успадкованості систем порушень та ділянок порушень, в контексті даної роботи – визначення типу границь областей (тектонічних блоків) моделювання латеральної водної фільтрації.

-Методика комп’ютерного прогнозу ділянок вірогідного утворення вториннопорових резервуарів на основі моделювання процесу масопереносу в теригенному колекторі.

Комп’ютерний прогноз ділянок вірогідного утворення вториннопорових резервуарів здійснюється на основі трьох розроблених автором моделей: палеогеотермічної, палеогеохімічної та палеогідродинамічної.

В межах палеогеотермічної моделі розроблена методика кількісної оцінки палеотеплових потоків, палеотемпературних градієнтів та пластових палеотемператур на певний момент часу з моменту утворення горизонту.

В межах палеогеохімічної моделі на основі термодинаміки та спільного розгляду процесів генерації вуглекислого газу розсіяною органічною речовиною знайдені залежності концентрації кальцію та кремнезему в розчині, що дає змогу розрахувати баланс кальциту та кремнезему в пластовій системі.

В межах палегідродинамічної моделі розроблено математичний апарат для моделювання латеральної водної фільтрації в тектонічних блоках довільної конфігурації, та визначення і картування виникаючих при цьому вториннопорових ефектів.

Методика може застосовуватися для прогнозу ділянок вірогідного утворення вториннопорових резервуарів на всіх стадіях прогнозно-пошукових робіт.

Теоретичне значення. Прямими наслідками моделі порового середовища теригенного колектора є аналітичні залежності між пористістю, радіусами пор, площею поверхні пор та між цими параметрами і показниками гранулометричного складу. Визначені максимальні межі коливання значень гранулярної пористості, що дає змогу оцінити ступінь тріщинуватості та вміст закритих пор. Розраховано точне максимальне значення пористості для тетраедричної упаковки сферичних гранул (22% замість 26%, як вважається зараз).

Встановлено аналітичний зв’язок між літологічними параметрами породи, що ущільнюється і палеоструктурними параметрами: палеоструктурою, палеотовщиною на певний момент часу, початковою палеотовщиною, між пружними властивостями середовища (акустичними швидкостями) і ступенем ущільнення породи.

Знайдено залежність пластової палеотемператури від швидкості осадконакопичення, сучасним геотермічним градієнтом, віком пласта та часом, що минув з моменту його утворення. Встановлено зв’язок між процесом генерації вуглекислого газу розсіяною органічною речовиною і розчинністю кальциту та кремнезему в поровому розчині. Це означає, що в породах з різним вмістом розсіяної органічної величини процеси перерозподілу пористості протікають з різною інтенсивністю. Розв’язана задача масопереносу при латеральній водній фільтрації в межах тектонічних блоків довільної конфігурації з внутрішніми диз’юнктивними границями та встановлено масштаб перерозподілу пористості.

Практичне значення. Одержані дані та результати досліджень можуть використовуватися для вирішення задач палеоструктурних та палеогеографічних реконструкцій, картуванні ємнісно-фільтраційних параметрів та в прогнозуванні первиннопорових і вториннопорових резервуарів вуглеводнів. Впровадження результатів досліджень в науково-дослідницьких організаціях та на нафто-газорозвідувальних підприємствах України дасть змогу одержувати принципово нову інформацію за рахунок обробки існуючих аналітичних даних та результатів інтерпретації даних ГДС та сейсморозвідки, і використовувати її при проведенні прогнозних робіт на нафту та газ та оцінці перспектив нових територій.

Особистий внесок здобувача. Всі геологічні і математичні постановки задач, їх програмування в середовищі ГІС ArcView – Fortran Power Station, проведення комп’ютерних експериментів, обробка інформації та аналіз отриманих результатів виконані пошукувачем особисто. В створенні інформаційної бази дослідження пошукувач приймав безпосередню участь як відповідальний виконавець та виконавець тематичних робіт.

Фактичний матеріал. В роботі використані база даних свердловинної інформації з літології (описи та аналізи керну, гранулометричні аналізи, результати інтерпретації ГДС), створена в 1996-2000рр. в ході тематичних робіт під керівництвом автора, та база даних структурної інформації по ДДз створена в 1986-1992 рр. при безпосередній участі автора.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи доповідались на семінарі “Комп’ютерні технології в регіональних геолого-зйомочних, пошукових та розвідувальних робіт на тверді корисні копалини” (Київ, 30 березня-2 квітня 1998 року), 5-й Міжнародній конференції ”Нафта та газ України-98” (Полтава, 15-17 вересня 1998 року), II Міжнародній науково-практичній конференції “Проблеми і перспективи застосування геоінформаційних технологій в гірничій справі” (Дніпропетровськ, травень 2000 року), Міжнародній науковій конференції “Геофізичний моніторинг небезпечних геологічних процесів та екологічного стану середовища” (, Київ, 10-12 жовтня 2000 року).

Публікації. Основні результати дослідження опубліковано у 8 статтях наукових фахових видань, а також в 3 доповідях на українських та міжнародних галузевих конференціях.

Структура та об’єм роботи. Дисертація повним обсягом 108 сторінок складається з вступу, 4 розділів, висновків, списку використаних першоджерел з

144 посилань, містить 36 рисунків та 4 таблиці.

Автор вважає своїм обов’язком виразити подяку першому керівнику та товаришу кандидату геолого-мінералогічних наук Волкову В.А., а також своїм колегам та однодумцям: к .г.-м. н. Лаптєву А.О., Гребеннікову С.Є., Мироненко В.І., Сидоренкову Л.П., Іванову С.О., Кац В.В., Дзюбі В.В., Нефьодовій І.Ф., Михайлик І.Ф. та ін. Особливу подяку автор висловлює науковому керівникові, доктору геологічних наук М.Н. Жукову за постійну увагу до роботи, консультації та цінні зауваження.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

Прогнозування умов утворення літологічних пасток вуглеводнів охоплює багато різноманітних напрямків геології, частина з яких не потребує комп’ютеризації або не може бути формалізована (і комп’ютеризована) в принципі. В частині, що залишилася, нами поставлені, математично розроблені, доведені до програмної реалізації в сучасному програмному середовищі та випробувані на реальному фактичному матеріалі задачі, винесені в положення, що захищаються. Результати робіт наведені в тексті дисертації.

ПРОЦЕСИ ФОРМУВАННЯ ПОРОВИХ СИСТЕМ В ТЕРИГЕННИХ ПОРОДАХ

Викладено основні уявлення про будову порової системи та її взаємодію з макрогеологічними процесами, наведено основні підходи до прогнозування літологічних пасток вуглеводнів, оцінки якості колекторів та умов утворення вториннопорових резервуарів вуглеводнів. На основі зробленого огляду наукових праць, присвячених цій темі, разом з численними очевидними досягненнями констатується відсутність моделей гранулярного колектора, які ґрунтувалися б на точній геометризації його порового середовища, методик палеоструктурного аналізу з урахуванням ущільнення порід, доведених до практичної програмної реалізації, моделей перерозподілу пористості в процесі латеральної водної фільтрації, що робить доцільним постановку задач, винесених в мету даної роботи.

Дано короткий нарис з літології та нафтогазоносності нижнього карбону ДДз, особливо її північного борту, і прилеглих частин центрального грабену - регіону, що послужив полігоном для випробовування розроблених методик.

МОДЕЛЬ ПОРОВОГО СЕРЕДОВИЩА ТЕРИГЕННОЇ ПСАМІТОВОЇ ПОРОДИ

Параметрами порового середовища є загальна пористість, площа поверхні пор, питома вага безводної породи, середня площа перетину пор, розподіл площі перетину пор по розмірах, середній умовний діаметр пор, розподіл умовного діаметру перетину пор по розмірах. Функціями цих параметрів є відкрита (ефективна) пористість і проникність. Параметрами порового середовища та їх функціями визначається комплекс фізико-хімічних процесів, що мають місце в системі поровий розчин - порода, таких як фільтрація, дифузія, адсорбція, капілярні явища.

Вичерпний огляд моделей пористості та підходів до моделювання порового середовища наводять А.П. Карнаухов (1976) та П.М. Морморштейн (1985). Це переважно капілярні моделі різної складності від пучка трубок однакового діаметру до пучка трубок різної довжини із змінним по довжині діаметром. Гранулярні моделі використовуються рідко і здебільшого обмежуються кубічними або тетраедричними упаковками шарів однакового розміру. В ідейному плані найближче до гранулярної моделі, що пропонується в даній роботі, проте суттєво відрізняється від неї, стоїть ймовірнісно-геометрична модель В.К. Киврана та Р.І. Аюкаева (1976).

В рамках моделі, що пропонується упаковка зерен припускається найщільнішою (тетраедричною), а самі вони апроксимуються сферами різного діаметру, що відповідають розмірам отворів сит для гранулометричного аналізу. Елементом об'єму моделі є тетраедр, у вершинах якого знаходяться центри куль. Розподіл радіусів куль визначається імовірнісним законом розподілу кількості гранул за розмірами.

Така модель допускає точну геометризацію. Всі необхідні математичні вирази для обчислення пористості, середнього(медіанного) радіусу пор площі їх поверхні та інших параметрів наведені в тексті дисертації.

Ансамбль з чотирьох різновеликих кульок (зерен породи), що визначають тетраедр, є результатом чотирьох послідовних реалізацій випадкової величини (радіусу кульки). Оцінкою функції щільності розподілу цієї величини є гістограма гранулометричного аналізу. Для кожного тетраедра розраховується пористість та інші параметри порового середовища. Середньозважені на об’єм тетраедра значення з n випробувань будуть оцінками реальних значень параметрів.

За даною методикою було розраховано параметри порового середовища для стратифікованих аналізів (загальною кількістю 340) для двох мікрофауністичних горизонтах серпухівського ярусу нижнього карбону північної прибортової зони та прилеглих частин центрального грабену ДДз району родовищ Більське-Скворцівське.

Одержані результати дають змогу визначити літологічні межі застосування моделі, амплітуду коливань значень гранулярної пористості, та її внесок в загальний об’єм пустот, встановити регресійні залежності між параметрами порового середовища та між параметрами порового середовища і гранулометричним складом. Деякі з цих залежностей показані на рис. 1-4.

Рис. 1 Залежності між оцінками значень пористості і радіусу пор

R(пор.) = 0.00301914m – 0.0191436 , r(R,m) = 0.902

Рис. 2 Залежності між оцінками значень радіусу пор та площі поверхні пор

ln(S) = 455.862 - 40.2717R(пор) r( ln(S),R(пор) ) = -0.919

Рис. 3 Залежність між оцінками значень радіусу пор та діаметру зерен.

R(пор) = 0.17068 D(гран) – 0.005456 r( R(пор),D(гран) ) = -0.86

Рис. 4. Залежність між середнім діаметром зерен і площею поверхні пор

ln(S) = 659.373 – 7.8729D(гран.) r( ln(S),D(гран) ) = -0.906

Аналогічні результати були одержані на нестратифікованій вибірці об’ємом 2200 гранулометричних аналізів та на вибірці, штучно синтезованій в припущенні про логнормальний розподіл кількості гранул теригенної породи за розмірами. Прямими літологічними наслідками моделі є наступні:

1. Пористість теригенної псамітової породи m можна представити у вигляді стохастичної моделі:

m = а*mг + b + e(0,D)

де mг - гранулярна пористість, яка визначається гранулометричним складом породи та вмістом цементу як первинного, так і вторинного

e(0,D) - випадкова величина з нульовим математичним очікуванням і дисперсією, яка визначається відхиленнями реального порового середовища від ідеального, рівнем розвитку тріщинуватості, та утворення закритих пор

a,b - коефіцієнти регресії.

Коефіцієнт кореляції між пористістю по керну та її модельною оцінкою коливається для різних вибірок в межах 0.54 - 0.6.

Величина e(0,D) в подальшому також може бути структурована, тобто з неї можуть бути виділені детерміновані складові у вигляді регресійних залежностей об‘єму тріщинуватості та закритих пор від термобаричних умов.

2. В широкому діапазоні різновидів теригенних порід амплітуда коливання величини гранулярної пористості становить 3-4%. Якщо ототожнити це значення із максимальною похибкою оцінки гранулярної пористості, то, використавши наведену вище формулу матимемо критерій для оцінки в зразку об’єму закритої пористості та тріщинуватості:

> 4% - m – (а*mг – b) - 4 об’єм тріщин

m – (а*mг – b)

< -4% - (а*mг – b) - m - 4 об’єм закритих пор

3. Оцінка максимальної пористості, що відповідає тетраедричній упаковці однакових за розміром гранул сферичної форми і не залежить від їх розміру становить 22%.

4. Спільний розгляд розподілів параметрів порового середовища по параметрах гранулометричного складу для реальних аналізів і синтезованих за логнормальним законом показує фактично ідентичність розподілу аналізів в полі одних і тих самих параметрів, що підтверджує гіпотезу про логнормальний закон розподілу кількості гранул за розмірами.

5. Пористість є двовимірною функцією розмірів зерен породи та коефіцієнту відсортованості. В проекціях на відповідні кооридинатні площини вона виявляє логарифмічною залежність від розміру зерен та оберненено пропорційна коефіцієнту відсортованості (причому її дисперсія збільшується із зростанням останнього).

6. Радіус пор лінійно зв’язаний з пористістю і розміром зерен.

7. Площа поверхні пор експоненційно залежить від радіусу пор і розміру зерен.

МОДЕЛЬ УЩІЛЬНЕННЯ ТЕРИГЕННОЇ ПОРОДИ В ПРОЦЕСІ ЛІТОГЕНЕЗУ

Ущільнення порід є одним з чинників формування їх пористості в процесі літогенезу. Макроефектом ущільнення є формування палеоструктури, побудова точної моделі якої має виключне значення при прогнозуванні умов утворення пасток і покладів, зокрема, при моделюванні перерозподілу пористості в процесі водної фільтрації, про що йдеться в розділі 4.

При проведенні палеоструктурного аналізу найчастіше застосовуються методики, які не враховують ущільнення порід (В.Б. Нейман, 1974). Проте, для товщ з високим вмістом глинистої складової і нерівномірним її розподілом по латералі такий підхід некоректний і недоцільний. Врахування ущільнення дає змогу дослідити деякі цікаві ефекти седиментації, зокрема, утворення структур ущільнення. Про їх широкий розвиток в ДДз свідчать роботи О.Ю. Лукіна із співавторами (1986, 1987). Методи палеоструктурного аналізу з урахуванням ущільнення використовуються порівняно рідко (А.М. Сидоров) і потребують конкретизації до рівня практичної методики, яка могла б використовуватися в широких дослідженнях.

Структура (палеоструктура) є одним з основних чинників, що визначають палеогеографічні умови седиментації в кожний момент часу. Важливими з точки зору палеогеографії є наступні задачі.

1. Реставрація первісних палеотовщин горизонтів. Останні корелюються з рельєфом дна басейну осадконакопичення, тому доцільно використовувати карти палеотовщин для встановлення положення берегової лінії моря та просторового розподілу палеофаціальних умов.

2. Визначення ділянок перебудови структурного плану (інверсії тектонічного режиму). На перетині таких ділянок з зонами вірогідного виклинювання колекторів створювалися сприятливі для акумуляції вуглеводнів нахили шарів. Для задач літології та палеогеографії адекватним методом дослідження є палеотектонічний аналіз з урахуванням ущільнення порід.

3. Аналіз ущільнення та ступеню дислокованості глинистих шарів–покришок та їх впливу на утворення тріщинуватості покришок для прогнозування їх екрануючих властивостей. Визначення впливу ступеню ущільнення глин та глинистих пісковиків на їх петрофізичні властивості. Необхідність приведення проб при порівнянні до стандартного положення.

4. Визначення впливу ступеню ущільнення глин та глинистих пісковиків на їх петрофізичні властивості. Це необхідно для приведення проб при порівнянні до стандартного положення при кореляції літологічних шарів.

Всі ці задачі потребують палеотектонічного аналізу з урахуванням ущільнення порід.

В зробленій математичній постановці задачі враховується зміна з часом літологічних коефіцієнтів та пористості всіх складових розрізу. Практично точно визначається ефект ущільнення, якщо відомі функції ущільнення літологічних різновидів. Постановка задачі виконана для загального випадку та для важливих окремих випадків: моделювання палеотовщин та початкових товщин окремих горизонтів в умовах їх двохкомпонентного складу (глина – пісковик); моделювання палеорозрізів в умовах двохкомпонентного складу.

Задача зводиться до розв’язання для кожного палеомоменту та для кожної стратиграфічної одиниці розрізу послідовно зверху вниз по розрізу системи нелінійних рівнянь відносно літологічних коефіцієнтів та підошви стратиграфічної одиниці. Рівняння розв’язуються методом послідовних ітерацій, можливість застосування якого для даної задачі встановлена числовими експериментами. Всі необхідні математичні викладки містяться в тексті дисертації. Можливості методу демонструє палеорозріз (рис. 5), побудований по детальних літологічних розбивках за даними ГДС, виконаних в ТЦ ДГП “Укргеофізика” (Г.Б. Сергій, 2002).

Рис. 5. Положення комплексу горизонтів 18в + 18н + 19 на момент утворення карбонатної плити горизонту В-15.

Для детальних літологічних розрізів свердловин Софіївська 1, 2, 6, Бережівська 4, Лисогорівська 233, одержаних засобами сейсмостратиграфії в ТЦ ДГП “Укргеофізика” розраховано ступінь ущільнення та палеограниці для комплексу шарів (рис 5.). Одержані дані було використано для регресійної оцінки міграції швидкостей акустичного каротажу по ступеню ущільнення для одних і тих самих шарів та однакових умов щодо глинистості. Показано, також, що ігнорування ущільнення порід веде до значних, зростаючих із глибиною, помилок в оцінці палеограниць шарів.

МОДЕЛЬ ПЕРЕРОЗПОДІЛУ ПОРОВОГО ПРОСТОРУ ТЕРИГЕННОЇ ПОРОДИ В ПРОЦЕСІ МАСОПЕРЕНОСУ ПРИ ЛАТЕРАЛЬНІЙ ВОДНІЙ ФІЛЬТРАЦІЇ

Дослідженню факторів та процесів утворення вторинної пористості присвячено численні роботи (Н.А. Мінський, А.А. Махнач, О.Ю. Лукін, В.М. Тесленко-Пономаренко та ін.). Цими та іншими авторами встановлено факт, масштаби поширення та мінеральна природа вторинної пористості. Можливі причини утворення вторинної пористості в т.ч. і неорганічний масоперенос в процесі латеральної водної фільтрації чисельно не досліджено. Теоретичним питанням гідрогазодинаміки присвячено фундаментальні праці (Я. Бер, Д. Заславскі, С. Ірмей, І.А. Чарний та ін.). Проте спроби поставити і розв’язати реальну задачу фільтрації в пористому середовищі вкрай рідкі. Здебільшого, це одновимірні моделі (Р.Д. Джеваншир), які не можна вважати адекватними реальним геологічним умовам. Для одержання кількісної картини перерозподілу речовини в порах необхідно працювати з двома-трьома вимірами.

Геотермобаричні умови в одної фільтрації в теригенному колекторі. Для визначення палеотемпературних умов літогенезу використовується розроблена автором методика, в якій враховується зміна в часі теплового потоку та швидкості осадконакопичення. Виведена формула для розрахунку палеотемператур, за якою розраховані палеотемператури в нижньокам’яновугільних відкладів ДДз. Результат розрахунку для Юліївської площі наведено на рис.6.

Рис. 6. Залежність палеотемператур (o С) в C1 v2 від часу (млн років) з початку його накопичення.

Хімічна система теригенного колектора. Скелет теригенного колектора переважно кварцовий. Велика кількість петрографічних досліджень вказують на те, що, при кварцовому складі скелету породи, основними компонентами речовини цементу є кремнезем, карбонати(переважно кальцит), глинисті мінерали(переважно каолініт та монтморилоніт) та гідрослюди, які можна вважати продуктом катагенезу глин. Статистично досліджені зв’язки складу цементу із глибиною(термобаричними умовами) та пористістю. Накопичено багатий фактичний матеріал для кількісного аналізу динаміки процесів формування хімічної системи.

Першу спробу аналітично описати динаміку хімічної системи колектора зробив Н.А. Мінський (Н.А. Мінський, 1967, 1975, 1979). Застосовуючи методи рівноважної хімічної термодинаміки, він дослідив розчинність кальциту і кварцу та втрату вологи монтморилонітом з глибиною в різних геотермічних умовах і зв’язав ці процеси з перерозподілом порового простору.

Модель хімічної системи, яка розроблена в даній роботі є розвитком ідей Н.А. Мінського. Модель ґрунтується на аналітичних залежностях розчинності кварцу (колоїдної та істинної) та кальциту (істинної) від температури, тиску та pH середовища, розрахованих за методикою Р.М. Гаррелса та Ч.Л. Крайста (1968). Процес втрати вологи монтморилонітом вважається фізичним, пов’язаним із структурною перебудовою і аналітично описаний шляхом апроксимації експериментальних кривих його дегідратації з температурою. На відміну від моделі Н.А. Мінського процес змін в мінеральній складовій пластової системи пов’язується з процесом катагенезу органічної речовини і генерацією при цьому великих обсягів вуглекислого газу, який вважається основним фактором впливу на pH середовища. Цей процес також представлений у вигляді аналітичної залежності, розрахованої за методикою В.А. Успенського (1954). Ще однією відміною від моделі Н.А. Мінського є врахування масопереносу в процесі латеральної водної фільтрації (розділ 4), яка відігравала головну роль в перерозподілі пористості на елізійному етапі розвитку. Розраховано функції розчинності кварцу та кальциту, які використовуються в моделі масопереносу.

Аналіз систем тектонічних порушень. Дано опис методики визначення неотектонічної активності диз’юнктивних порушень на основі їх кореляційного зв'язку з гідромережею (Б.О. Ніколаєнко, 1972). Для визначення ступеню успадкованості однієї системи порушень відносно іншої використовуються траси порушень на різних структурних поверхнях. Кількісною характеристикою неотектонічної активності порушення певної системи служить ступінь його схожості за напрямком простягання із напрямками простягання водотоків, які знаходяться в зоні впливу порушення. Останню можна обмежити колом, побудованим на порушенні, як на діаметрі. Тоді кількісною характеристикою може служити відношення суми довжин відрізків водотоків, які мають однаковий з порушенням азимут простягання (в межах певного допуску) до загальної довжини відрізків водотоків в зоні впливу. Аналогічно визначається ступінь успадкованості порушення відтрасованого по молодій структурній поверхні по відношенню до системи порушень, відтрасованих по древній структурній поверхні. Високі значення коефіцієнта успадкованості свідчать про тектонічну активність відповідного порушення на момент появи в розрізі молодої структурної поверхні.

Задача розв’язується засобами просторової статистики в середовищі Геоінформаційних систем. Враховуючи невеликі товщини пластів, можна вважати, що колектор розбивався тектонічними порушеннями на окремі ділянки міграції з повною або частковою втратою гідродинамічного зв’язку між ними, в геологічному масштабі часу відразу після утворення. Одні розломи утворюють провідні границі ділянок, в межах яких відбувалася латеральна водна фільтрація, інші є флюїдоупорами. Провідні границі ділянок ототожнювались нами з неотектонічно активним порушеннями. Найбільші вториннопорові об’ємні ефекти мали проявлятися в зонах активних порушень, причому асиметрично трасі порушення в залежності від його розташування в структурі.

Моделювання масопереносу в процесі водної фільтрації в теригенному колекторі. Зроблено математичну постановку двовимірної задачі масопереносу в процесі латеральної водної фільтрації і пов’язаного з ним перерозподілу пористості (утворення вториннопорових резервуарів) та на реальних прикладах показано можливості застосування методики.

Уявимо осадовий комплекс у вигляді рівномірного нашарування пластів пісковиків і глин. Приймемо за модель пласта колектора його проекцію на горизонтальну площину. В кожній точці площини визначені функції гідравлічного напору, пластової температури, концентрації кремнезему і карбонату в розчині, пористості колекторів і глин. Враховуючи малу товщину пластів, латеральну водну фільтрацію і пов’язаний з нею масоперенос можна представити як двомірний процес. Механізм, що запускає його, є ущільнення глин. Флюїд віджимається з глин в сусідні пласти колекторів, виникає надлишковий пластовий тиск, який викликає фільтрацію розчину в напрямку областей розвантаження.

Природними границями областей міграції флюїду є границі поширення глинистих пластів, осі крупних від’ємних структурних елементів, тектонічні порушення. На лініях виклинювання глинистих пластів і флюїдопровідних розломів функції гідравлічного напору дорівнює 0, на осях западин і екрануючих тектонічних порушень задається умова неперетину потоком цих границь (нулю прирівнюються її похідні по х та у).

Класифікація порушень на флюїдопроводи і флюїдоупори проводиться на основі експертних оцінок характеру провідності систем порушень певної орієнтованості і за даними просторового комп’ютерного аналізу ступеня неотектонічної активності, методика якого наведена вище (підрозділ 3).

Всі необхідні математичні викладки містяться в тексті дисертації. Задача розв’язується в припущенні, що весь надлишковий об’єм флюїду, що виник при ущільненні, дренується на границях області, тобто процес є стаціонарним.

Процес отримання розв’язку складається із послідовних кроків за часом, які відповідають кроку розв’язання рівняння. Вхідними даними є карти пористості, швидкості осадконакопичення, градієнти пластових температур і тиску в межах досліджуваної ділянки, залежності концентрації карбонату і кварцу в розчині від тиску і температури. На кожному кроці:–

розраховується числова модель поточної глибини покрівлі пласта;–

проводиться оцінка проникності по пористості за рівнянням Козені-Кармана;–

розраховуються двовимірні моделі розподілу температури і тиску в пласті;

- розраховуються функції концентації карбонату та кремнезему в пластовому розчині;

- розраховується об’єм надлишкового флюїду, що емігрує в колектори з глин при їх ущільненні;–

розв’язується диференційне рівняння стаціонарної фільтрації;–

визначається баланс карбонату і кремнезему в породі;–

визначається і, при необхідності, картується об’ємний ефект масопереносу.

Таким чином, на будь-який момент часу процесу седиментації можна отримати карту вторинно-порових резервуарів пласта, яка може бути використана при прогнозі покладів вуглеводнів. Підрахувавши середні значення та дисперсії пористості на кожному кроці, можна отримати синтетичну залежність зміни пористості з глибиною і оцінити роль вторинних процесів в формуванні ємнісних властивостей колекторів.

Для випробовування методики моделювання було обрано два замкнутих тектонічних блоки складної конфігурації із внутрішніми флюїдопровідними та флюїдоупорними границями, визначеними по поверхні кристалічного фундаменту в межах північної прибортової зони та прилеглих частин грабену в центральній частині ДДз. Побудовано відповідно дві моделі перерозподілу пористості, які свідчать про принципову можливість оцінки в такий спосіб масштабів утворення вториннопорових резервуарів та їх картування. Одна з моделей наведена на рис. 7. Величина перерозподілу пористості лежить в межах 4%.

Рис. 7. Перерозподіл об’єму порового простору в процесі масопереносу при латеральній водній фільтрації. Чорні ділянки границь – флюїдопроводи

ВИСНОВКИ

В результаті проведених досліджень:

1. Розроблена і пройшла перевірку на реальному матеріалі математична модель порового середовища, яка дозволяє оцінювати такі його параметри, як “скелетна”, первинна та вторинна пористість, радіус і площа поверхні пор, та параметри їх розподілів. Встановлено регресійні зв’язки між ними та між ними і параметрами гранулометричного складу, які несуть нову літологічну інформацію і мають перспективу застосування в палеогеографії та при оцінці ємнісно-фільтраційних властивостей параметрів порового середовища.

2. Розглянуто існуючі моделі фізичного ущільнення теригенних порід, здійснено вибір моделі, її вдосконалення та випробовування. Зроблена математична постановка задачі і запропонована методика палеоструктурного аналізу з урахуванням ущільнення порід. Розроблено окремі літологічні задачі моделюванні палеотовщин та початкових палеотовщин горизонтів, які мають важливе палеогеографічне значення. Методика дозволяє оцінити вклад ущільнення порід в процес структуроутворення та вплив на фізичні властивості шарів (акустичні швидкості) і макровластивості осадових комплексів, такі як швидкість осадконакопичення, горизонтальні палеоструктурні градієнти. Методика використана для розрахунку палеорозрізів свердловин за даними їх детальних літологічних розрізів.

3. Проведено просторовий статистичний аналіз систем диз’юнктивних порушень Дніпровсько-Донецької западини, запропонована методика оцінки ступенів неотектонічної активності та успадкованості порушень і картування просторової щільності порушень в програмному середовищі Геоінформаційних Систем. Методика може бути використана для оцінки флюїдопровідності порушень при визначенні областей латеральної фільтрації, ступеню дислокованості території та її впливу на розвиток тріщинуватості колекторів і покришок.

4. Виконана оцінка швидкості осадконакопичення по великій кількості свердловин Дніпровсько-Донецької западини та знайдено вид її залежності від часу. Дана функція може використовуватися при палеотектонічних, палеотемпературних та палеогідродинамічних реконструкціях.

5. Одержана залежність пластової палеотемператури від швидкості осадконакопичення, сучасного геотемпературного градієнту, віку пласта та часу, що минув з моменту його утворення. Вид функції визначається з фізичних міркувань, її параметри - на емпіричному матеріалі палеотемпературних досліджень. Запропонована методика реконструкції регіональних палеотеплових потоків та палеотемпературних градієнтів. Методика може використовуватися для побудови палеокарт теплових потоків, пластових палеотемператур, які, в свою чергу, знаходять застосування при моделюванні фізико-хімічних процесів літогенезу, зокрема, генерації вуглеводнів і СО2 з розсіяної органічної речовини та формування хімічної системи теригенного колектора.

6. За даними про елементний склад вугілля, сапропеліто-гумітів та сапропелітів на різних стадіях метаморфізму органічної речовини розраховано склад летких продуктів реакцій її розкладу для кожної стадії за методикою В.А. Успенського. Знайдено аналітичні залежності концентрацій СО2 та СН4 від температури.

7. Виходячи з припущення про те, що літогенез відкладів в Дніпровсько-Донецькій западині, принаймні до часу утворення соленосної товщі нижньої пермі, проходив в умовах низької мінералізації, знайдені аналітичні залежності концентрацій іонів Са2+ (розчинність СаСО3) та Н+ (рН) від температури та концентрації СО2 в поровому розчині. Показано, що характер зміни концентрації кальциту в розчині при зростанні температури в процесі літогенезу залежить від концентрації СО2 : при низьких концентраціях останнього (що означає низький вміст розсіяної органічної речовини в породі) його концентрація зменшується, при високих (високий вміст розсіяної органічної речовини в породі) – збільшується. В останньому випадку концентрація кальциту в розчині набагато більша, що робить процес перерозподілу пористості і утворення вториннопорових резервуарів в потенційно нафтогазоносних товщах набагато інтенсивнішим.

8. Виходячи з припущення про те, що головним чинником лужно-кислотних властивостей пластового середовища є концентрація СО2, за результатами пп. 6, 7 знайдені аналітичні залежності розчинності СаСО3 та рН від швидкості осадконакопичення і палеоградієнту температури. Побудовані графіки залежності розчинності СаСО3 та рН від глибини для різних швидкості осадконакопичення і палеоградієнту температури. По рН на них виділені інтервали, сприятливі для розпаду колоїдного розчину кремнезему (5<pH<7.8).

9. Виконана постановка задачі моделювання масопереносу в теригенному колекторі в процесі водної фільтрації в межах тектонічних блоків довільної конфігурації з внутрішніми границями. Розв’язана задача формування вториннопорових резервуарів для двох тектонічних блоків, виділених по порушеннях в кристалічному фундаменту Дніпровсько-Донецької западини. Оцінено масштаб перерозподілу пористості за різних геологічних умов. Показано, що величина перерозподілу пористості може досягати 4%. Оскільки процес перерозподілу пористості при латеральній водній фільтрації є випереджаючим по відношенню до основної фази нафтогазоутворення, утворення вториннопорових резервуарів на одних ділянках і цементація пор на інших могли суттєво впливати на просторову локалізацію цього процесу.

Методики, запропоновані в даній роботі, дозволяють прогнозувати зони, сприятливі для утворення порових резервуарів вуглеводнів з позицій палеогеографії, палеотектоніки та палеогідродинаміки на обмеженій відомостями про літологію виборці даних. Інформація про структуру представлена стратиграфічними розбивками для невеликої кількості свердловин і сейсмоструктурними картами, літологічні дані – гранулометрією та аналізами керну в цих же свердловинах.

Всі задачі програмно реалізовані автором в середовищі ArcView – Fortran Power Station.

ПУБЛІКАЦІЇ ПО ТЕМІ ДИСЕРТАЦІЇ

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.