Тектонофізичне моделювання тріщинуватості нафтогазоперспективних порід-колекторів Внутрішньої зони Передкарпатського прогину

Abstract

Дисертаційна робота присвячена підвищенню ефективності освоєння природних резервуарів Внутрішньої зони Передкарпатського прогину шляхом тектонофізичного моделювання тріщинуватості порід-колекторів та дослідження геологічних чинників, що впливають на їх фільтраційно-ємнісні властивості та нафтогазоносність. Проаналізовано вплив основних геологічних чинників на колекторські властивості теригенних порід Внутрішньої зони Передкарпатського прогину. Підтверджено, що покращені колекторські властивості мають зони підвищеної тріщинуватості нафтогазоперспективних порід-колекторів. Уточнено закономірності розподілу модуля і границі пружності та коефіцієнта пластичності аргілітів, алевролітів і пісковиків Внутрішньої зони Передкарпатського прогину за світами і глибиною. За допомогою методу скінченних елементів створено тектонофізичну модель, яка дає змогу оцінювати зони поширення та ступінь інтенсивності тріщинуватості нафтогазоперспективних пластів. Проведено практичне використання даної моделі для оцінки зон підвищеної тріщинуватості нафтогазоперспективних порід-колекторів Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, що дозволяє доопошуковувати скупчення нафти і газу.

Диссертационная работа посвящена повышению эффективности освоения природных резервуаров Внутренней зоны Предкарпатского прогиба путем тектонофизического моделирования трещиноватости пород-коллекторов и исследования геологических факторов, влияющих на их фильтрационно-емкостные свойства и нефтегазоносность. Проанализировано влияние основных геологических факторов на коллекторские свойства терригенных пород Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Подтверждено, что улучшенные коллекторские свойства имеют зоны повышенной трещиноватости нефтегазоперспективных пород-коллекторов. Уточнены закономерности распределения модуля и предела упругости и коэффициента пластичности аргиллитов, алевролитов и песчаников Внутренней зоны Предкарпатского прогиба по свитам и глубиной. С помощью метода конечных элементов создана тектонофизическая модель, которая позволяет оценивать зоны распространения и степень интенсивности трещиноватости нефтегазоперспективных пластов. Проведено практическое использование данной модели для оценки зон повышенной трещиноватости нефтегазоперспективных пород-коллекторов Внутренней зоны Предкарпатского прогиба, что позволяет более эффективно производить поиск скоплений нефти и газа.

Thesis is devoted to increase of efficiency of natural reservoirs exploration within the intristic zone of the Pre-Carpathian foredeep by tectonophysical modeling of fracturing of reservoir rocks. Thesis is devoted to research of geological factors affecting on reservoir properties and oil and gas content. The influence of the main geological factors on the reservoir properties of clastic rocks of the intristic zone of the Pre-Carpathian foredeep is analyzed. It has been confirmed that the mineral composition of the rock-forming minerals, the shape, size of grains and pores, their mutual placement, the type of fluid and the thermodynamic state are determined by the reservoir properties of clastic rocks. It is also confirmed that the areas of increased fracturing of oil and gas prospecting reservoirs have improved reservoir properties. The physical and mechanical properties of the reservoir rocks of the intristic zone of the Pre-Carpathian foredeep (in particular, the value of the modulus and the elastic limit and the plasticity coefficient) were researched. The mechanical properties of mudstones, siltstones and sandstones of the intristic zone of the Pre-Carpathian foredeep were statistically processed. The analysis of the mechanical properties of the rocks by the depth confirmed the influence of the depth on the modulus and elastic limit for the mudstone and siltstone, and on the plasticity coefficient for all the rocks. The smallest influence of the depth within the studied depths is observed on the modulus and the elastic limit of the sandstones. The basic parameters of the tectonophysical model, namely, the thickness of the layer, the length of the active site, the height of the site elevation, the basic physic-mechanical characteristics of sandstones and limiting conditions are substantiated. It is confirmed that layers of mudstone and siltstone do not significantly affect the stress-strain state of sandstone layers. A tectonophysical model has been developed for estimating the fracturing of oil and gas prospect deposits of the intristic zone of the Pre-Carpathian foredeep. The influence of geometric and physical-mechanical parameters values variation of the model on the stress-deformed state of the sandstone layer is researched from the point of view of the high fracture zones appearance possibility and estimation of its location. Significant influence of strength and elasticity characteristics on the value and location of zones of high fracturing according to the results of the stressdeformed state of sandstone strata is considered. The variation of mechanical properties values was taking into account. The results of testing of the tectonophysical model on the deposits of the intristic zone of the Pre-Carpathian foredeep indicate that with the help of the developed model it is possible to research sufficiently complex structures for tectonic fracturing. The practical application of this model for estimation of high fracturing zones of oil and gas prospect deposits of the intristic zone of the Pre-Carpathian foredeep іs made. This allows searching for accumulations of oil and gas. The location of the projected wells was specified according to the research results.