Результатов государственного мониторинга: интерпретация, типичные ошибки и пути их Почвенные факторы, влияющие на доступность тяжелых металлов. Структура ГИС единого мониторинга региона. учебно- практическое пособие /М.М. Латыпова – Возная Н. Ф. Химия воды и микробиология.
Виях роста инфляции, подготовка к переходу на биржевую торговлю производственных показателей (KPI), отражающих практическое ционный цикл от производства до руководства компании, и обратно. и соответствующие методики интерпретации, приведены оценки влияния раз-. Латыпов А.Р.
ISSN 2074−2339 ТЕМА НОМЕРА: Новые технологии в области Upstream 1−2010 СОДЕРЖАНИЕ ИНФОРМАЦИЯ НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» Издается с 2006 года РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ Богданчиков С.М. (главный редактор) Худайнатов Э.Ю. (заместитель главного редактора) Бачин С.И. Берлин А.В. Богданов Д.Е. Бульба В.А. Гилаев Г.Г. Грибов Е.А. Думанский Ю.Г. Заикин И.П. Исмагилов А.Ф. Ковалев Н.И. Кондратьев Н.А. Конторович А.А. Кошовкин И.Н. Кузнецов А.М. Латыпов А.Р. Литвиненко В.А. Нападовский В.В. Ножин В.М. Ставский М.Е. Тропин Э.Ю. Телин А.Г. Уваров Г.В. Хасанов М.М. Щукин Ю.В. СЕКРЕТАРИАТ Мамлеева Л.А. Хлебникова М.Э. Сдано в набор 19.02.2010 Подписано в печать 23.03.2010 Тираж 1300 экз. © ОАО «НК «Роснефть», 2010 Зарегистрирован Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охране культурного наследия 01.06.2007 г. ПИ № ФС77−28481 При перепечатке материалов ссылка на «Научно−технический вестник ОАО «НК «Роснефть» обязательна Отпечатано в ООО «Август Борг» Научное редактирование статей и prepress ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство» 117997, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/1 www.oil−industry.ru Подписано соглашение о научно-техническом сотрудничестве между ОАО «НК «Роснефть» и Российской академией наук................................................2 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Шарафутдинов Т.Р., Галиев Р.Р., Быков В.В., Токарев М.Ю. Методика динамического анализа сейсморазведочных данных в комплексе с данными геофизических исследований скважин на материалах Приобского месторождения.............................................................5 Шаякберов В.Ф., Исмагилов Р.Р., Латыпов И.А. Новые технологии модернизации обустройства старых нефтяных месторождений.........................8 Лихтарев А.В., Пестриков А.В. Определение коэффициента продуктивности скважины, пересеченной двумя трещинами гидроразрыва пласта разного азимута, на основе математического моделирования ...........................................................................................................12 Мамедов Т.М., Левин Д.Н., Савичев К.С. Метод построения геолого-гидродинамических моделей на основе детального выделения литотипов и зависимостей петрофизических параметров от эффективной пористости.............................................................15 Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики .......................20 РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Краснов В.А., Судеев И.В., Юдин Е.В., Лубнин А.А. Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин .......................................30 СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Здольник С.Е., Уразаков К.Р., Бондаренко К.А., Алфёров А.В. Комплексный расчет температурного режима установки электроцентробежного насоса ................................................................................36 Ганиев И.М., Волошин А.И., Рагулин В.В., Гарифуллин А.Р., Акимов О.В., Михайлов А.Г. Результаты проекта Системы Новых Технологий «Защита от солей высокодебитных скважин» ................................42 Юрченко А.В., Петренко С.Н., Абужаков А.З., Хайбуллин Д.М. Применение малодебитного погружного оборудования в добывающих скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз» ...................................46 Бекетов С.Б., Никишов В.И., Пестриков А.В. Комплексная технология ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов с применением колонны гибких труб в условиях низких пластовых давлений ..................................................................................................50 Рефераты ....................................................................................................................54 ИНФОРМАЦИЯ Подписано соглашение о научно-техническом сотрудничестве между ОАО «НК «Роснефть» и Российской академией наук 26 февраля в здании Президиума Российской академии наук состоялось подписание соглашения о научно-техническом сотрудничестве между ОАО «Нефтяная компания «Роснефть» и Российской академией наук. В совещании, посвященном этому событию, приняли участие президент НК «Роснефть» С.М. Богданчиков, директор по науке М.М. Хасанов, вице-президент М.Е. Ставский, руководители профильных департаментов, РАН представляли президент РАН академик Ю.С. Осипов, вице-президенты академики РАН С.М. Алдошин, Н.П. Лаверов и А.Д. Некипелов, который одновременно является членом Совета директоров ОАО «НК «Роснефть». С докладом о инновационной программе ОАО «НК «Роснефть» выступил президент компании С.М. Богданчиков. В своем докладе С.М. Богданчиков отметил, что инновационное развитие является одним из основных факторов, обеспечивающих нефтяным компаниям высокие позиции в отрасли и производственные результаты. Системная работа НК «Роснефть» по технологическому развитию во многом определила ведущее положение компании в России и мире. В настоящее время «Роснефть» является крупнейшей компанией в нефтяной отрасли России и по ключевым показателям эффективности производства конкурирует с ведущими компаниями мира. Инновационная деятельность, создание объектов интеллектуальной собственности обеспечивают конкурентоспособность НК «Роснефть», являются важнейшим приоритетом для руководства компании. Однако инновационное развитие НК «Роснефть» и российских нефтяных компаний в целом осложняется низкой обеспеченностью коммерциализированными отечественными технологиями. Сегодня в большинстве направлений преобладают зарубежные технологии. В целом из 53 базовых технологий только 21 отечественная. В этих условиях ключевой составляющей инновационного развития нефтяной отрасли должно стать развитие фундаментальных и отраслевых научных институтов, проектных центров и сервисных компаний. В России должен сформироваться рынок технологий. Еще одной обязательной составляющей инновационного развития нефтяной отрасли Выступление президента «НК «Роснефть» России является ускоренное развитие смежных отраслей промышленности, таких как ОАО С.М. Богданчикова машиностроение, металлургия, химическая промышленность. Для начала полномасштабного инновационного развития и модернизации экономики России необходимы системные меры, такие как разработка государственных программ научных исследований, финансирование государством венчурных фондов и исследовательских центров, строительство технополисов, налоговые льготы (в том числе система ускоренной амортизации наукоемкого оборудования, льготное налогообложение инновационной деятельности). С.М. Богданчиков отметил, что хорошим примером такого государственного подхода является опыт СССР. Государственный комитет по науке и технике (ГКНТ) определял приоритетные направления исследований, занимался решением крупных межотраслевых проблем, осуществлял организацию разработок принципиально новых технологий, материалов и производств, проводил экономическое стимулирование повышения технического уровня народного хозяйства, занимался интеграцией академической, вузовской, отраслевой науки и производства. В настоящее время инновационными центрами вынуждены стать нефтяные компании, в частности НК «Роснефть». Цели инновационной стратегии НК «Роснефть» определяются стратегическим задачами развития компании и призваны обеспечить лидерские позиции по ключевым показателям деятельности: • восполнение запасов на уровне, превышающем добычу; • сохранение низкой стоимости прироста запасов; • достижение максимального коэффициента извлечения нефти (КИН); • рост среднего КИН на 10-15%; 2 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ИНФОРМАЦИЯ • сохранение низких удельных затрат на добычу; • максимальное использование нефтяного газа; • повышение глубины переработки и соответствие отечественной продукции нормам «Евро-4», «Евро 5». Ключевыми задачами инновационного развития являются повышение эффективности производства по всей цепочке создания стоимости, соблюдение высоких стандартов промышленной и экологической безопасности и вхождение в тройку лидеров среди крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Компания «Роснефть» в процессе своей деятельности восстанавливает связи фундаментальной и отраслевой науки с реальным производством. В каждом крупном регионе на базе корпоративных институтов НК «Роснефть», институтов РАН, региональных университетов и собственных производственных подразделений компания формирует научно-производственные кластеры. Это дает возможность создания «прорывных» технологий и позволяет осуществлять комплексное обучение и подготовку специалистов для нефтегазовой отрасли, обеспечивать привлечение молодых специалистов для работы в компании. «Роснефть» создала уже пять научно-образовательных кластеров, в рамках которых формируются практико-ориентированные учебные курсы, закупается новейшее лабораторное оборудование, проводятся научноисследовательские работы по заказу компании, организуются стажировки студентов на производственных предприятиях компании. Компания «Роснефть» является признанным лидером в создании компьютерных технологий проектирования и мониторинга процессов разработки и эксплуатации месторождений. В рамках целевых инновационных проектов запланировано продолжение этих работ, значительно повышающих качество принимаемых инженерных решений. В рамках создания технологии «Умное месторождение» совместно с академическими институтами и университетами планируется создать интеллектуальную систему управления объектами поверхностной инфраструктуры нефтедобывающего предприятия, которая позволит оптимизировать работу всей системы наземной инфраструктуры и получить эффективный инструмент для бизнес-планирования перспективного развития месторождений. В списке наиболее важных инновационных проектов числятся также проекты в области Upstream и Downstream. В результате работы над комплексной инновационной программой НК «Роснефть» составлен план-график мероприятий по ее НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 3 ИНФОРМАЦИЯ реализации. В рамках данной программы уже состоялась серия встреч с ведущими учеными России, представителями научных центров РАН и вузов, в ходе которых обсуждены наиболее актуальные темы научных исследований и сформирован предварительный список потенциальных исполнителей научно-исследовательских работ. Специалистами компании были проанализированы основные исследования и разработки научных учреждений РАН, готовые к практическому применению. Всего было рассмотрено 1462 темы, из них отобраны наиболее перспективные для «НК «Роснефть», которые могут войти в состав целевых инновационных проектов компании. Говоря о планах дальнейших работ, президент ОАО «НК «Роснефть» отметил, что до конца марта 2010 г. планируется формирование нового расширенного состава Научно-технического совета НК «Роснефть» с включением в него ведущих российских ученых, представителей РАН и вузов. В течение 2010 г. будут разработаны нормативные документы, регламентирующие работу усовершенствованной системы управления инновационной деятельностью. На основе перечня приоритетных направлений НИОКР, утвержденного Советом Директоров, будет сформирован скорректированный план НИОКР, ориентированный на кратное увеличение финансирования инновационных проектов. Одновременно будут проводиться подбор исполнителей и формирование состава проектных групп, назначение руководителей проектов, согласование технических заданий и заключение договоров. Исполнители будут отбираться строго в соответствии с формализованными критериями отбора, которые будут включены в стандарты управления проектами НИОКР. Основные требования к исполнителю по управлению проектами будут включаться в договорные документы, выполнение требований – проверяться в процессе выездных аудитов к исполнителям. Соглашение подписывают президент ОАО «НК «Роснефть» С.М. Богданчиков и президент Российской академии наук Ю.С. Осипов В конце встречи состоялось главное – подписание Соглашения о научно-техническом сотрудничестве между ОАО «Нефтяная компания «Роснефть» и Российской академией наук. Это Соглашение значительно усиливает стратегическое значение научно-технического потенциала РАН в развитии национальной инновационной системы. Со своей стороны НК «Роснефть» рассчитывает на то, что опираясь на передовые технологии, разработанные российскими учеными, сможет значительно повысить эффективность своей работы. Все это идеально укладывается в сформулированные руководством страны стратегические направления технологического прорыва, столь необходимого сегодняшней России. 4 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 552.832+550.834 Коллектив авторов, 2010 Методика динамического анализа сейсморазведочных данных в комплексе с данными геофизических исследований скважин на материалах Приобского месторождения Т.Р. Шарафутдинов, к.т.н., Р.Р. Галиев (ООО «РН−УфаНИПИнефть»), В.В. Быков (ООО «РН−Юганскнефтегаз»), М.Ю. Токарев (ООО «Деко−геофизика») Ключевые слова: геофизические данные, эффективные толщины, конус выноса, сейсмофациальный анализ, сейсмо− акустическое моделирование, синтетические сейсмотрассы, акустическая жесткость. Адрес для связи: timur_sh@ufanipi.ru Введение В настоящее время имеется множество программ, позволяющих проводить различные виды исследований геофизических данных. С одной стороны, это является положительным аспектом, с другой, все эти программы могут быть бесполезными, если нет определенной методики, последовательности действий в применении их возможностей. В статье описана методика выполнения работ по прогнозу эффективных толщин пластов с использованием нескольких геофизических программ. Продуктивные отложения Приобского месторождения, расположенного на западной окраине территории деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз», представлены пластами группы АС10-АС12, относя- щимися к нижнемеловым клиноформенным отложениям с встречающимися как шельфовыми и склоновыми отложениями (пласты АС10, АС11), так и глубоководными конусами выноса обломочного материала (пласт АС12). Условия осадконакопления отложений глубоководной части обусловили достаточно сложные строение пластов и характер распределения коллекторов (рис. 1). Так, в разбуренных частях месторождения в отложениях глубоководного генезиса подтверждается достаточно изменчивая литология пластов, что характерно для перемешанных песчано-глинистых донных и склоновых конусов выноса. В распоряжении авторов были сейсмические материалы 3D полевых съемок сезонов 2005-2006 и Рис. 1. Сейсмический временной разрез продуктивных пластов Приобского месторождения НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 5 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА 4. Прогноз распределения коллекторских свойств в межскважинном пространстве. Основан на проведении сейсмоакустического моделирования для расчета атрибутов, согласованного комплексного анализа всех полученных данных. Первые три этапа являются стандартными при выполнении интерпретации данных сейсморазведки. Четвертый этап опишем более подробно, так как в нем и кроется основная «изюминка» динамического анализа. Прогноз распределения коллекторских свойств в межскважинном пространстве включает: 1) сейсмоакустическое моделирование в программном комплексе Hampson-Russel; 2) расчет сейсмических атрибутов; 3) статистический анализ сейсмических атрибутов и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород; 4) построение прогнозных параметрических карт с учетом распределения геологических тел в пределах площади исследований. Расчет сейсмических атрибутов можно выполнять Рис. 2. 3D сейсмическая съемка Приобского месторождения вслепую, рассчитывая все возможные атрибуты, пре2006-2007 гг. в объеме соответственно 250 и 360 км2. доставляемые интерпретационными комплексами с В результате обработки получен единый суммарный последующим статистическим анализом и получени3D куб объемом 610 км2 (рис. 2). Качество обработем карт распределения ФЕС в межскважинном проки достаточно высокое, что позволяет решать задастранстве, что приводит к большим затратам времечи детального изучения отложений. ни. Однако распространение акустических волн в Специалистами ООО «РН-УфаНИПИнефть» среде (земной толще) имеет конкретную физическую совместно со специалистами ООО «Деко-геофизиоснову. Следовательно, полученный сейсмический ка» выполнен полный комплекс исследований, сигнал несет информацию не только о строении, но и включающий интерпретацию данных геофизичео свойствах среды. Таким образом, остается только ских исследований скважин (ГИС), структурную и правильно извлечь необходимую информацию из динамическую интерпретацию материалов сейсмосейсмических данных. разведки, контроль качества данных вертикального Сейсмоакустическое моделирование заключается сейсмического профилирования (ВСП) и результав создании ряда моделей пласта, в которых изметов обработки данных сейсморазведки. няется какой-либо конкретный параметр, например пористость, эффективная толщина, глиниМетодика комплексного динамического стость. Далее, по полученным моделям строится анализа данных сейсморазведки и ГИС модельная трасса акустической жесткости, где скоПредложенная методика проведения динамичерости и плотности для моделей были рассчитаны ского анализа сейсморазведочных данных в комисходя из зависимостей «скорость-пористость» и плексе с данными ГИС включает следующие этапы. «плотность-пористость». 1. Структурная интерпретация в программном По полученным моделям акустических жесткостей, комплексе Kingdom Suite. Получение структурных отвечающим конкретным геологическим условиям поверхностей пластов. пласта, были сгенерированы синтетические сейсмиче2. Сейсмофациальный анализ на основе классифиские трассы, по которым анализировались сейсмичекации сейсмической записи по волновым пакетам в ские атрибуты, такие как мгновенные фаза и частота программном комплексе Paradigm Stratimagic. (рис. 3). Установлено, что для пласта АС12o изменение пористости от 12 до 24 % (граничное значение пори3. Анализ литофаций в комплексе с результатами стости для коллектора 14 %) приводит к изменению сейсмофациального анализа. Получение фациальной параметра «Мгновенная частота». модели пластов. 6 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА веден статистический анализ для поиска взаимосвязей с петрофизическими параметрами пластов. Получены зависимости с высоким КВК и построены прогнозные карты распределения ФЕС пластов в межскважинном пространстве (рис. 4). Следует отметить большое значение результатов сейсмофациального анализа – выявленные границы сейсмофаций являются границами распределения коллекторов, в пределах которых были построены прогнозные параметрические карты. Рис. 3. Синтетические сейсмические трассы, сгенерированные по моде− лям, и изменение мгновенной частоты с улучшением коллекторских свойств пласта АС 12o Заключение В результате проведенной работы за короткое время были построены прогнозные карты эффективных толщин продуктивных пластов. Даны рекомендации по бурению разведочных скважин и размещение кустов добывающих и нагнетательных скважин. Таким образом, сейсмоакустическое моделирование является очень важным инструментом в наборе приемов интерпретатора-сейсмика. Данная методика позволяет в несколько раз сократить время и рассчитывать только те атрибуты сейсмической записи, которые наибольшим образом реагируют на изменения свойств среды. Рис. 4. Суммарная карта эффективных толщин пластов АС10−АС12 Таким образом был выполнен сейсмоакустический анализ для всех продуктивных нижнемеловых пластов Приобского месторождения. Далее, на основе выявленных и затем рассчитанных по сейсмическому 3D кубу атрибутов, был про- Список литературы 1. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: учебник для вузов. – Тверь: АИС, 2006. 2. Дюбрул О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных. – EAGE, 2002. – 296 с. НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 7 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 622.276.1/.4(571.1) В.Ф. Шаякберов, Р.Р. Исмагилов, И.А. Латыпов, 2010 Новые технологии модернизации обустройства старых нефтяных месторождений В.Ф. Шаякберов, к.т.н., Р.Р. Исмагилов, к.х.н., И.А. Латыпов, к.т.н. (ООО «РН−УфаНИПИнефть») Ключевые слова: технология, месторождение, модернизация, нефть, газ, вода, скважина, измерение, труба, насос. Адрес для связи: ShayakberovVF@ufanipi.ru Введение Проблемы модернизации систем обустройства старых нефтяных месторождений тесно связаны с общими направлениями совершенствования и развития технологических схем обустройства. Главными из требующихся технологий для проведения такой модернизации на современном этапе развития нефтедобычи являются те, которые направлены на [1]: • обеспечение раннего сбора и утилизации пластовых вод как главной меры по сокращению объемов перекачек и фронта агрессивной коррозии; • организацию достоверного поскважинного контроля и учета добычи как основы всей системы рационального недропользования; • введение мер по учету, сохранению и утилизации нефтяного газа в промысловых условиях; • формирование управляемых систем отборов и воздействий на пласт как основной меры обеспечения эффективной разработки месторождений со сложной структурой и трудноизвлекаемыми запасами. По мере разработки и обустройства месторождений нужно стремиться использовать существующее, но выведенное из эксплуатации оборудование, по новому назначению, например, в настоящее время дожимные насосные станции (ДНС) часто переоборудуются в установки предварительного сброса воды (УПСВ). Обеспечение раннего сброса и утилизации пластовых вод Предлагается ввести ранний сбор и утилизацию пластовых вод путем осуществления сброса воды непосредственно на кустах скважин. В процессе разработки месторождений значительное число скважин выводится из эксплуатации. Создана технология их дальнейшего применения на основе гидроциклонного или гравитационного принципа действия [2] в качестве скважин для сброса воды (ССВ). Главное требование к ним – сброшенная вода должна быть пригодна для закачки в пласт без дополнительной доочистки, а ее количество не должно превышать приемистость нагнетательной скважины. Скважина для сброса воды (после 4,5 лет эксплуатации) показана на рис. 1. Так как у ССВ рабочая часть расположена глубже уровня промерзания почвы, исключается возможность ее замерзания. Кроме того, обеспечивается практически постоянная температура процесса в течение года. Иногда вместо скважин можно использовать шурф. Следует отметить, что, поскольку кусты скважин различаются по дебиту продукции, ее физико-химическим свойствам и рабочим параметрам, каждая ССВ должна рассчитываться индивидуально. Рабочая часть CСВ характеризуется безразмерными симплексами и комплексами. В качестве их в работе [3] предложено использовать критерий подобия и безразмерный симплекс – относительную _ длину (калибр) L =L/D (L, D – соответственно 8 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 1. Скважина для сброса воды длина и диаметр обсадной трубы), а также обоб_ щенный параметр R = Cr⋅L , которые получены после приведения математической модели рабочей части к безразмерному виду: Cr = Qж * 14400 D3 ; где Qж – объемный расход жидкости, t* – характерное время разрушения эмульсии. В сброшенной воде содержатся остаточная нефть и механические примеси. Последние как более плотные оседают на пакере ССВ. Допустимое содержание нефти в закачиваемой воде определяется геологическими условиями пласта. Поэтому для оценки качества воды предложено использовать обобщенный параметр R, причем для обеспечения удовлетворительного качества воды требуется выполнение условия R≥Rопт (Rопт – оптимальное значение обобщенного параметра, определяется индивидуально). В работе [3] на основании экспериментальных данных получено, что при t* = 900 с в сброшенной воде остаточное содержание нефти не более 50 мг/л обеспечивается при Rопт ≈ 5000. При больших объемах перекачиваемой жидкости на кусте можно использовать две и более ССВ, а также трубную обвязку со сбросом воды [3] (например, в качестве путевого водоотделителя). ССВ для кустов скважин позволяет провести децентрализацию сброса пластовых вод, что дает новые возможности для организации гибких локальных систем поддержания пластового давления (ППД) с дифференцированной очисткой вод [1]. Организация поскважинного контроля и учет добычи нефти Основой всей системы рационального недропользования является организация достоверного поскважинного контроля и учета добычи нефти и нефтяного газа. Существующие автоматические групповые замерные установки (АГЗУ) с периодическими замерами дебитов скважин недостаточно точны, не оперативны и не обеспечивают достоверности результатов – по сути они являются индикаторными, а не измерительными установками [4]. Поэтому они не позволяют получать достоверные данные о дебите скважин, что вносит сложности при проектировании. Нужно также отметить, что относительная погрешность измерения дебита любой скважины куста всегда больше приведенной погрешности (по паспорту) АГЗУ [4]. Для замера дебитов как отдельных скважин, так и их кустов предложена технология трубной обвязки измерения количества нефти и нефтяного газа. Например, трубная измерительная установка (ТрИУ) при длине рабочей части 1,3 м обеспечивает высокую точность измерения объемного расхода жидкости, в несколько раз превышающую точность обычных установок и не зависящую от дебита [4]. При этом определяется интегральная, а не местная обводненность. ТрИУ проста в изготовлении и обслуживании, а также достаточно надежна, так как содержит всего две движущиеся детали (рис. 2). Мерная часть выполнена быстросъемной, что позволяет проводить ее очистку в условиях промысла. ТрИУ позволяют измерять количество и обводненность как обычных, так и высоковязких Рис. 2. Трубная установка для измерения количества нефтей. В то же время нефти и нефтяного газа: существующие АГЗУ 1 – газовый патрубок; 2 – се− количество высоковяз- парационное устройство; 3 – корпус; 4 – трубная вставка; ких нефтей измерить не 5, 6 – клапаны электромаг− нитные; 7 – патрубок подвода могут. НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 9 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА При регулировании и управлении рабочим процессом ССВ предполагается использование ТрИУ, с помощью которой на выходе измеряются количество нефти и нефтяного газа, а также обводненность. Дополнительно возможна установка расходомера на водной линии. Сохранение и утилизация нефтяного газа в промысловых условиях Для введения мер по учету, сохранению и утилизации нефтяного газа в промысловых условиях разработано техническое решение, позволяющее сохранить преимущества однотрубной системы сбора нефти и газа, а также более эффективно использовать свободный газ из затрубного пространства, одновременно исключая необходимость сброса его в атмосферу. Это упрощает и задачу по разработке высокоточной замерной установки для учета сырой нефти на кустовых объектах, оценки добычи нефтяного газа при очевидном удешевлении замера. В работе [4] предложено в схему обвязки устьевой арматуры встроить струйный насос. Его коэффициент инжекции выбирается таким образом, чтобы объем инжектируемого газа был равен его количеству в затрубном пространстве при давлении не более 0,4-0,5 МПа. Если рассматривать скважину как вертикальный сепаратор, то в затрубном пространстве имеется сепарированный газ, расход которого необходимо измерять. При этом вышеназванный струйный насос устанавливается после замерного узла. Предлагаемая техническая схема позволяет решить еще одну значимую проблему нефтедобычи. Существующие системы сбора предполагают наличие свободного газа в затрубном пространстве при избыточном давлении, которое дает возможность сбрасывать газ в манифольд на устье скважины. В эксплуатируемых в России устьевых и фонтанных арматурных установках имеются встроенные перепускные клапаны, позволяющие с той или иной степенью надежности сбрасывать затрубный газ в трубопровод. Однако специалистам известно насколько сложна, а порой и невыполнима эта задача при избыточном давлении водонефтяного потока. Согласно схеме добываемая продукция на устье скважины разделяется на два потока (при этом затрубное пространство используется аналогично сепаратору 1-й ступени) и направляется по двум манифольдам до замерной уста- новки. После проведения замеров жидкой фазы и свободного затрубного газа оба потока соединяются в коллекторе. Разработана технология частичной утилизации нефтяного газа на кусте скважин, при применении которой газ делится на тяжелые и легкие фракции с помощью мембранных блоков. Легкие фракции используются на месте, например, для выработки электроэнергии. Формирование управляемых систем отборов и воздействий на пласт Основной мерой обеспечения эффективной разработки месторождений со сложной структурой и трудноизвлекаемыми запасами является формирование управляемых систем отборов и воздействий на пласт [1]. Разработаны технологии управляемых систем отбора, включающие механическую и управляющую части. Первая из них заключается в обеспечении физической гибкости УЭЦН, что позволяет обеспечить спуск и работу насоса в любой оптимальной для добычи зоне скважины независимо от кривизны ствола. Гибкость УЭЦН обеспечивается путем оснащения штатного насоса муфтами гибкими (МГ) [5]. На рис. 3 показано изменение допустимого приращения зенитного угла после оснащения насоса МГ. Рис. 3. Допустимые значения приращения зенитного угла для УЭЦН 50−2200 в скважине ООО «РН−Пурнефтегаз»: 1 – без МГ; 2 – с МГ; 3 – с тремя МГ Стендовые заводские испытания показали, что после установки на УЭЦН одной МГ вибрация насоса уменьшается в 2–3,5 раза при одновременном повышении подачи на 6–10 % [5]. Это увеличивает межремонтный период (МРП) работы насоса. Внешний вид шарнирного соединения МГ после 10 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Разработана трубная обвязка для измерения количества нефти (включая высоковязкую) и нефтяного газа согласно ГОСТу Р 8.615. Она может применяться для измерения дебитов как отдельных скважин, так и их кустов. Разработано техническое решение, позволяющее при сохранении преимуществ однотрубной системы сбора нефти и газа, более эффективно использовать свободный газ из затрубного пространства. Создана технология изготовления физически гибкой УЭЦН, что дает возможность обеспечить спуск и работу установки на любом участке ствола скважины независимо от кривизны ее ствола. Рис. 4. Внешний вид шарнирного соединения муфты гибкой после 1092 сут наработки подъема показан на рис. 4. Причина остановки установки после 1092 сут наработки – отсутствие изоляции в системе кабель – двигатель. Кроме того, применение МГ позволяет обеспечить прирост нефти. Это показала контрольная эксплуатация трех УЭЦН с МГ в ООО «РН-Пурнефтегаз». Оптимальный режим работы УЭЦН устанавливается по количеству добытой жидкости и ее обводненности, потребляемой мощности и количеству газа. Заключение Разработана и испытана скважина для сброса воды, позволяющая осуществить сброс части попутно добываемой воды непосредственно на кусте скважин. По выведенным критерию и безразмерным параметрам определены условия, при которых качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям. Список литературы 1. О модернизации старых нефтяных месторождений Западной Сибири и комплексном проектировании их разработки и обустройства / С.М.Соколов, В.А.Горбатиков, М.Ю.Тарасов, И.З.Фахретдинов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 120-123. 2. Шаякберов В.Ф. Скважинная установка сброса воды для кустов скважин//Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2009. – № 3. – С. 15-16. 3. Шаякберов В.Ф. О возможности повышения производительности наклонных колонн трубных водоотделителей// Сборник материалов V международной научно-практической конференции «Правовая охрана результатов интеллектуальной деятельности в промышленности и наноиндустрии» (20–22 мая 2009). Уфа: Баштехинформ, 2009. – С. 112-116. 4. Газаров А.Г., Шаякберов В.Ф., Мугатабарова А.А. К вопросу измерения количества нефти и нефтяного газа, добываемых из недр // Территория нефтегаз. – 2009. – № 10. – С. 28-31. 5. Шаякберов В.Ф., Янтурин Р.А. О расширении возможностей УЭЦН // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 3. – С. 27-28. НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 11 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 622.276.66.001.57 А.В. Лихтарев, А.В. Пестриков, 2010 Определение коэффициента продуктивности скважины, пересеченной двумя трещинами гидроразрыва пласта разного азимута, на основе математического моделирования А.В. Лихтарев (ОАО «ТомскНИПИнефть»), А.В. Пестриков (ОАО «НК «Роснефть») Ключевые слова: гидроразрыв пласта, азимут, ориентация трещины, индекс продуктивности. Адрес для связи: likhtarevav@nipineft.tomsk.ru, a_pestrikov@rosneft.ru Введение Анализ литературы по мировому опыту позволяет сделать вывод о том, что во многих случаях трещина при повторном гидроразрыве пласта (ГРП) развивается в направлении, отличном от направления при первом ГРП. Большинство инженерных расчетов притока к скважине после ГРП основано на аналитическом решении М. Prats [1]. Модель М. Prats описывает стационарный однофазный приток к одиночной трещине ГРП и не предусматривает возможного наличия трещины другого азимута после повторного ГРП. В данной работе в рамках математического эксперимента рассматривается модель однофазного стационарного притока пластовой жидкости к скважине, пересеченной двумя трещинами ГРП различного азимута. Результаты расчета получены на основе численного моделирования методом конечных элементов. Разработанная модель позволяет прогнозировать прирост безразмерного коэффициента продуктивности и дебит скважины после ГРП при наличии эффекта развития второй трещины в направлении, отличном от направления трещины первого ГРП. Постановка задачи Целью ГРП является увеличение индекса продуктивности скважины и коэффициента извлечения нефти. Большинство инженерных расчетов притока после ГРП основаны на использовании стационарной модели с единственной трещиной. Решение данной задачи было получено М. Prats [1]. Граничные условия для модели Prats – постоянное давление на контуре питания рe, постоянное давление на забое скважины рwf, установившийся приток. В дальнейшем М. Economides [2] предложил методику оптимизации длины и ширины трещины ГРП для максимизации безразмерного индекса продуктивности Jd при фиксированной массе проппанта Np. С целью унификации решение М. Economides было представлено в виде палеток в безразмерных координатах (1) Jd=F(Fcd, Np), где ; ; ; q – дебит скважины, м3/сут; B – коэффициент объемного расширения; Dp = pe - pwf ; k – проницаемость пласта, мД; h – толщина пласта, м; Ix – коэффициент вскрытия пласта трещиной; kf – проницаемость трещины ГРП, мД; wf – ширина трещины, м; xf – полудлина трещины ГРП, м (рис. 1). Рис. 1. Схема пласта с трещиной ГРП (x, y, z – безразмерные координаты) 12 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА В данной работе рассмотрена модифицированная модель М. Prats, обобщенная для скважины с двумя трещинами ГРП. Граничные условия в задаче: постоянные pe и pwf, независимые друг от друга параметры трещин ГРП и угол между ними a. Для каждого отдельно взятого набора параметров трещины xf1, xf2, wf1, wf2, a рассчитан безразмерный индекс продуктивности скважины. Для оценки результатов моделирования будем сравнивать отношение Jd скважины после проведения повторного ГРП к Jd скважины с одной трещиной ГРП. Моделирование Для моделирования использовался конечно-разностный численный решатель. С целью уменьшения числа возможных комбинаций входных данных и удобства предоставления результатов задача решалась в безразмерном виде. В предположении однородности пласта по высоте рассматривалась модель в двухмерной простановке. Решение задачи о двухмерном стационарном однофазном течении представляет собой решение уравнения Лапласа, удовлетворяющего определенным граничным условиям ⎛ ∂2 p ∂2 p ⎞ d d ⎜ ⎜ ∂x 2 + ∂y 2 ⎟ ⎟ = 0, ⎝ ⎠ где pd = p - pw pe - pw (2) первом ГРП. На рис. 2 показана схема определения коэффициента продуктивности скважины после повторного ГРП с параметрами Ix1= Ix2=0,5, a =90о. Показано, что первая трещина с уменьшенной проводимостью вносит весомый вклад в продуктивность скважины после повторного ГРП. Допустим, что после первого ГРП с параметрами Fcd1=2, Ix1=0,5 получен Jd=0,6. Предполагается, что за время отработки скважины после первого ГРП в связи с загрязнением трещины во время работы Fcd1 снизился с 2 до 0,6, соответственно расчетный индекс продуктивности снизился до Jd=0,4. Через некоторое время был проведен повторный ГРП с параметрами, аналогичными первому: Fcd2=2, Ix1=0,5. После второго ГРП общий безразмерный индекс продуктивности скважины будет равен 0,7. Если пренебречь наличием трещины после первого ГРП, то итоговый Jd скважины с двумя трещинами после повторного ГРП может быть недооценен и без учета первой трещины равняться 0,6. ; pd ∈ [0;1] – безразмерное давление; pw – давление на забое скважины. Задача решалась со следующими граничными условиями: pd = 0 – постоянное безразмерное давление на r =rw забое скважины; pd r =re Рис. 2. Зависимость Jd от Fcd1, Fcd2 для Ix1=Ix2=0,5, a=90o = 1 – постоянное безразмерное давление на внешнем контуре питания. По результатам моделирования была построена серия графиков в координатах (Jd; log(Fcd)) для различных Ix1, Ix2, Fcd1, Fcd2, a аналогично графикам M. Economides [2]. Анализ чувствительности Чувствительность Jd к Fcd1, Fcd2. Наибольшую ценность представляет анализ чувствительности Jd к Fcd1 и Fcd2, так как это позволяет прогнозировать дебит в случае, если азимут трещины при повторном ГРП будет отличаться от азимута трещины при Чувствительность Jd к Fcd2, a . Анализ чувствительности Jd к Fcd2 и a показывает, в каком случае наибольшее влияние на Jd оказывает Fcd2, а в каком a. Для a < 5o прирост Jd отсутствует для любых значений Fcd2. В данном варианте трещина повторного ГРП проходит практически параллельно трещине первого ГРП, в связи с этим площадь дренирования остается практически неизменной. Для малых значений Fcd2<0,1 при любых углах между трещинами прирост также незначителен, так как наличие второй низкопроводящей трещины не может обеспечить существенного увеличения Jd. С ростом Fcd2 и a относительный прирост Jd возрастает и может достигать 50 % при создании двух ортогональных трещин с параметрами Ix1=Ix2=0,5, Fcd1=Fcd2=2. Следует отметить, что для НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 13 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 3. Относительный прирост Jd скважины с двумя зависимости от угла между трещинами и Fcd для Ix =0,5 практических значений Fcd ∈ [0;10] с увеличением a от 0 до 45o Jd возрастает значительно. При 45о< a <90о влияние a на увеличение Jd не существенно (рис. 3). Следовательно, для существенного увеличения продуктивности скважины после повторного ГРП по сравнению с продуктивностью скважины после первого ГРП минимальный угол между трещинами должен составлять 45о и более. При a > 45o наибольший вклад в увеличение Jd вносит Fcd2. Расчет оптимального распределения проппанта по трещинам Большой практический интерес представляет задача поиска оптимального распределения заданной массы проппанта по двум трещинам. Для изучения этого вопроса были рассмотрены шесть вариантов распределения фиксированного числа проппанта Np по двум трещинам. Для уменьшения числа вариантов расчетов угол между трещинами был принят равным 90о. 1. Весь проппант закачивается в одну трещину (пропорции 1:0). 2. Проппант делится между трещинами в пропорциях 1:5, 1:4, 1:3, 1:2, 1:1. Для каждой трещины длина и ширина являются оптимальными, т.е. такими, при которых Jd максимален. Наибольший прирост достигается при распределении Np 1:1 (рис. 4). На практике, для достижения прогнозируемого прироста вместо создания одной оптимальной трещины необходимо создать две перпендикулярные трещины с параметрами Np1=Np2=0,5Np. При этом проводимость двух ортогональных трещин оказывается ниже в 2 раза по сравнению с одной оптимальной трещиной. В таблице приведен индекс продуктрещинами в тивности для различного распределения Np в зависимости от распределения Fcd. Максимальный прирост Jd составляет 14 %. Распределение Np по трещинам Показатель Максимальный Jd Прирост Jd,% Одна трещина 1/0 0,68 0 1/5 0,75 10 Две трещины 1/4 0,75 11 1/3 0,76 12 1/2 0,77 13 1/1 0,77 14 Заключение Созданная модель позволяет в случае известного азимута при первом и повторном ГРП корректно прогнозировать продуктивность скважины после повторного ГРП. Угол между трещинами наиболее существенно влияет на Jd при значениях менее 45o. При угле между трещинами более 45о наибольшее влияние на конечную продуктивность оказывают Fcd и Ix созданных трещин. Максимум Jd достигается при распределении проппанта по ортогональным трещинам 1:1. Данное распределение позволяет увеличить Jd на 14 % по сравнению с созданием одной трещины с той же массой проппанта. Список литературы 1. Prats M. Shell Development Co. Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior - Incompressible Fluid Case//SPE 1575-G, 1961. 2. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. — Ижевск: Изд-во «ИКИ», 2007. – 234 с. Рис. 4. Безразмерный индекс продуктивности для различного распределения N p в зависимости от распределения Fcd 14 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 622.276.1/4.001.57 Т.М. Мамедов, Д.Н. Левин, К.С. Савичев, 2010 Метод построения геолого− гидродинамических моделей на основе детального выделения литотипов и зависимостей петрофизических параметров от эффективной пористости Т.М. Мамедов, к.т.н., Д.Н. Левин, К.С. Савичев (ОАО «НК «Роснефть») Ключевые слова: геолого−гидродинамическое моделирование, петрофизические зависимости, стохастическая модель литологии, адаптация гидродинамической модели, выделение литотипов. Адрес для связи: d_levin@rosneft.ru Введение Современное геолого-гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа основано на подходе к фильтрационным процессам в пласте, при котором расчет коэффициентов флюидонасыщения проводится в зависимости от коэффициента открытой пористости. Согласно этому подходу интерпретация результатов геофизических исследований скважин (ГИС), как правило, осуществляется с использованием корреляционных зависимостей петрофизических параметров от коэффициента открытой пористости [1]. Основным недостатком такого подхода является искажение реальных фильтрационных процессов в пласте, которые всегда протекают в эффективном поровом пространстве или статически полезной емкости коллектора, характеризующей объем пор и пустот, занятых нефтью, газом или подвижной водой. Кроме того, при геолого-гидродинамическом моделировании вводятся так называемые неколлекторы с нулевыми значениями коэффициентов пористости и проницаемости [2]. По определению, запасы флюидов и процессы фильтрации в них отсутствуют, однако практически все области залежей нефти и газа являются гидродинамически связанными даже при наличии в них слабопроницаемых прослоев [1, 3, 4]. В данной работе реализован подход к трехмерному геолого-гидродинамическому моделированию пласта БС11 Майского месторождения (ЗападноСибирская нефтегазоносная провинция), основанный на использовании зависимости остаточной водонасыщенности и проницаемости от эффективной пористости, а также на представлении плотных разностей песчаников как коллекторов. Краткая геологическая характеристика пласта БС11 Майского месторождения В тектоническом плане Майское месторождение расположено в зоне сочленения Сургутского свода и Юганской впадины – крупных структур 1-го порядка Среднего Приобья. Пласт БС11 характеризующийся в данном районе значительной латеральной и вертикальной неоднородностью, представлен песчано-алевролитовыми отложениями верхней части сортымской свиты валанжинского яруса [5]. Залежи нефти пласта БС11 приурочены к куполовидным поднятиям. В пределах Майского месторождения пласт БС11 имеет двухчленное строение. В целом для него характерно линзовидное строение с песчаными прослоями толщиной до 10 м. Толщина глинистых прослоев изменяется от 4 до 10 м, причем их число увеличивается к крыльям структуры. Максимальные эффективные толщины приурочены к крыльям структуры, по направлению к своду наблюдается их уменьшение. Основная часть Майской структуры детально изучена бурением, плотность сети сейсмических профилей составляет 2,2 км/км2. Наименее изученным геолого-геофизическими методами является купол (ранее известный как Версигыйская структура) в районе скв. 4047р, из которой был получен приток нефти дебитом 80 м3/сут при диаметре штуцера 6 мм. Основная цель построения геолого-гидродинамической модели данного пласта – уточнение перспектив его промышленной эксплуатации и рационального размещения скважин. Выделение литотипов по данным ГИС и варианты построения 3D моделей литологии В первом варианте при литологическом расчленении разрезов скважин использовалась традиционная НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 15 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА методика для терригенных отложений Западнохарактеристики [8, 9]. Для определения этих параметСибирской нефтегазоносной провинции [6]. Терриров был выбран детально разбуренный разведочныгенные породы с глинистым цементом являются колми и эксплуатационными скважинами участок Майлекторами, если определяемая против них величина ской структуры, который предположительно имеет отрицательной амплитуды кривой ПС (при удельном сходное строение с рассматриваемым куполом. При электрическом сопротивлении флюида, большем выборе аналога учитывались главным образом струкудельного электрического сопротивления воды) претурный фактор и условия осадконакопления, идентивышает некоторое критическое значение, соответфицированные по результатам ГИС. Затем по скваствующее границе коллектор-неколлектор. Зависижинным данным определялись характерные размеры мость aПС=f(h) (h – удельный коэффициент продукгеологических тел. тивности) по скважинам, в которых проведены гидПосле нахождения параметров статистических расродинамические исследования, а также данные по пределений и построения гистограмм по данным анадругим месторождениям рассматриваемого района, лога о размерах и ориентации тел становится возмождают возможность принять за предел коллектора ным определить вид функции распределения для каж=0,4. Установленному граничному значезначение aПС дой пространственной характеристики формы тел. нию соответствует граничное значение пористости, Итоговые параметры для моделирования представлеравное 14,2 %. В первом варианте к коллекторам отноны в табл. 1. Использование статистических распредесятся песчаники, к неколлекторам – аргиллиты и лений для геометрических параметров позволяет плотные песчаники. моделировать геологические тела, которые по своей Для реализации второго варианта в разрезе сквапротяженности не превосходят расстояния между жин выделены три литотипа – песчаник, аргиллит и скважинами. плотные песчаники. Коллекторами являются песчаТаблица 1 ники и плотные песчаники, неколлекторами – аргилОриентация, Литотип Длина, м Ширина, м литы. Плотные песчаные разности выделялись главградус 770 290 90 ным образом по кривым НГК и БК [7]. Для них харакАргиллит 210 50 30 терны повышенные значения интенсивности нейПлотные 350 250 110 тронного гамма-излучения и увеличение удельного песчаники 80 40 20 электрического сопротивления породы, связанное с Примечание. 1. В числителе – среднее значение, в знаменателе среднеквадратичное отклонение. 2. Тип распределения – нормальный. увеличением цементации. Сопоставление полученного варианта литологии с традиционным показало, что в традиционном варианте плотные песчаники отноНа рис. 1, б представлена стохастическая (объсились к неколлекторам. ектная) модель литологии, построенная для купола в При трехмерном моделировании применялись оба районе скв. 4047р Майского месторождения с учетом варианта литологического расчленения пород, славыделения трех литотипов. Выделение тел и определев пределах рассматриваемой залегающих пласт БС11 ние статистических характеристик их размеров на жи. Для построения геологической модели использоразбуренном участке месторождения проводилось ваны данные по пяти скважинам. Отметим, что неподля аргиллитов (содержание по скважинным дансредственно в изучаемом куполе расположена только ным – 40%) и плотных песчаников (8%), так как песскв. 4047р. Остальные четыре скважины выполняли функцию вспомогательных для повышения достоверности результатов построения модели литологии. Алгоритм построения стохастической (объектной) модели литологии требует знания статистических распределений геометрических характеристик формы тел различного литологического состава таких, как среднее, медиана, дисперсия (или среднеквадратическое отклонение), мини- Рис. 1. Модели литологии с традиционным разделением (а), с разделени− мальное и максимальное значение ем на три литотипа (б) 16 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА чаники являются вмещающей породой (52%). В качестве дополнительного параметра для построения объектной модели использовался геолого-статистический разрез, который позволил сохранить вертикальную литологическую неоднородность и расчлененность пласта БС11, определенную по скважинным данным сектора. Построение трехмерного куба литологии с учетом традиционного разделения по принципу коллекторнеколлектор (рис. 1, а) проводилось с помощью того же алгоритма объектного моделирования с учетом данных о геометрических размерах тел-неколлекторов. Такой вариант куба литологии рассматривается при адаптации гидродинамической модели как трехмерная модель литологии с непроводящими плотными песчаниками. Сравнение зависимостей петрофизических параметров от открытой и эффективной пористости Для установления уравнений связи петрофизических параметров использованы зависимости остаточной водонасыщенности и проницаемости для воздуха от открытой и эффективной пористости (рис. 2, 3). Из рис. 2, 3 видно, что использование эффективной пористости позволило установить более тесную корреляционную связь для расчета петрофизических параметров – коэффициента проницаемости и оста- Рис. 3. Петрофизические зависимости коэффициента проницаемости для воздуха Кпр от открытой Кп.общ (а) и эффективной Кп.эф (б) пористости Рис. 2. Петрофизические зависимости остаточной водо− насыщенности Ко.в от открытой Кп.общ (а) и эффектив− ной Кп.эф (б) пористости точной водонасыщенности. Это объясняется тем, что эффективная пористость учитывает только ту часть порового пространства пород, которая содержит подвижный флюид. Субкапиллярные поры небольшого размера (менее 0,2 мкм) в эффективном поровом пространстве заполнены связанной водой. Таким образом, установленные зависимости имеют больший физический смысл, чем зависимости коэффициента проницаемости и остаточной водонасыщенности от открытой пористости. Параметр открытой пористости определяет более существенную неоднородность пустотного пространства на микроуровне, чем параметр эффективной пористости [1, 4]. Данное обстоятельство предопределяет меньший разброс точек и, как следствие, увеличение точности регрессионных зависимостей коэффициента проницаемости и остаточной водонасыщенности от эффективной пористости по сравнению с аналогичными зависимостями от открытой пористости. Полученные петрофизические зависимости остаточной водонасыщенности и коэффициента проницаемости от эффективной пористости были использованы для построения соответствующих кубов при трехмерном геологическом моделировании, что предопределило физическую обоснованность и взаимосвязь кубов петрофизических параметров для последующего гидродинамического моделирования. НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 17 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Таблица 2 Вариант модели 1 1 Площадь нефтеносности, тыс. м2 10100 10179 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 4,3 4,5 Коэффициент открытой пористости 0,188 0,178 Коэффициент нефтенасыщенности 0,552 0,552 Плотность Начальные Пересчетный нефти, геологические коэффициент г/см3 запасы нефти, тыс.т 0,871 0,871 0,897 0,897 3576 3578 Коэффициент вытеснения 0,545 0,545 Адаптация гидродинамической модели Основная цель адаптации гидродинамической модели – получение максимальной сходимости расчетной и фактической динамики добычи нефти при безусловной сходимости добычи жидкости за счет подбора адекватных фильтрационных характеристик пород в соответствии с добычными возможностями скв. 4047р. При адаптации гидродинамической модели рассматривались два варианта моделей литологии: 1) модель с плотными песчаниками-неколлекторами; 2) модель с плотными песчаниками-коллекторами. Проницаемость коллекторов по модели с плотными песчаниками-неколлекторами достигает 0,5 мкм2. В модели 2 диапазон изменения проницаемости песчаников соответствует диапазону изменения проницаемости коллекторов по модели 1. Также в модели 2 определены коэффициенты пористости и проницаемости плотных песчаников. В общем случае необходимо рассматривать фильтрационные характеристики всех пород в объеме залежи, что подтверждается лабораторными экспериментами [10, 11], которые показывают отсутствие в реальных условиях непроницаемых пород. В табл. 2 приведено сравнение подсчетных параметров и геологических запасов по рассмотренным вариантам моделей. Как следует из табл. 2, разница в значениях запасов для этих вариантов незначительна и находится в пределах погрешности определения запасов объемным методом. Основная причина увеличения запасов по модели 2 – увеличение эффективной толщины за счет плотных песчаных разностей. В данном случае эта разница несущественна и находится в пределах погрешности подсчета запасов нефти и газа. Однако в некоторых случаях она может быть и значительной за счет емкости низкопроницаемых пород-коллекторов. В результате адаптации модели 1 была получена слабая сходимость (рис. 4, а) расчетных и фактических дебитов нефти даже при нефизичных относительных фазовых проницаемостях (ОФП) – изменение ОФП для воды при остаточной нефтенасыщенности. Хорошая сходимость расчетных и фактических дебитов была достигнута при использовании модели с проводящими плотными песчаниками (рис. 4, б), что объясняется учетом фильтрационноемкостных свойств плотных песчаных разностей. Следует отметить, что этот результат получился при физически обоснованных ОФП, т.е. без изменения значений краевых точек функций ОФП, определенных по данным лабораторных исследований керна. Следовательно, применение принципов эффективного порового пространства позволило построить реалистичную модель исследуемого купола и осуществить более обоснованные прогнозные расчеты. Выводы 1. Рассмотрен способ построения стохастической (объектной) модели литологии с использованием аналогов и учетом выделения в разрезах скважин трех литотипов пород. 2. Петрофизические зависимости коэффициента проницаемости и остаточной водонасыщенности от эффективной пористости обладают более тесной корреляционной связью, чем от открытой пористости. Такой подход вследствие его физической обоснованности является более достоверным для построения кубов петрофизических параметров при геологическом моделировании. 3. Сходимость фактических и расчетных дебитов нефти при адаптации по модели литологии с плотными песчаниками-неколлекторами достигнута путем учета фильтрационных характеристик плотных пород, которые в традиционной модели литологии рассматривались в качестве непроницаемых. 4. Разница в значениях геологических запасов по двум вариантам модели незначительна, однако при адаптации показателей добычи существенным является учет фильтрационно-емкостных свойств плотных песчаных разностей, которые не рассматриваются в традиционных геолого-гидродинамических моделях, но оказывают значительное влияние на реальные фильтрационные процессы в пласте. 18 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 4. Результаты адаптации (I) и функции относительных фазовых проницаемостей (II) по объектной модели с плотными песчаниками−неколлекторами (а) и по объектной модели с проводящими плотными песчаниками (б) Список литературы 1. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. 2/ С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров [и др.]. – М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009 – 484 с. 2. Worthington P.F., Cosentino L. The role of cutoffs in integrated reservoir studies// SPE REE. Aug. 2005 – P. 276-290. 3. Determination of true effective in situ gas permeability in subnormally water-saturated tight gas reservoirs/D.B. Bennion, F.B. Thomas, B.E. Schulmeister, M. Sumani// JCPT. 2004. – № 10. – P. 27-32. 4. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании// Нефтяное хозяйство. – 2006. – №1. – C. 34-41. 5. Переоценка запасов нефти и газа по месторождениям, находящимся на балансе ОАО «Юганскнефтегаз». Майское месторождение. Т. 1. – Минтопэнерго РФ, ОАО «ЮКОС», ОАО Юганскнефтегаз». – 1999. – 171 с. 6. Совершенствование методики качественной интерпретации промысловогеофизических материалов на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Отчет по теме – 19.80/01.11Т. Ю.А. Ковальчук [и др.]. – Тюмень: СибНИИНП, 1982. – 186 с. 7. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1982. – 448 с. 8. Дюбруль О. Геостатистика в нефтяной геологии. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. – 256 с. 9. Deutsch C.V. Geostatistical Reservoir Modeling. – Oxford University Press, 2002. – 376 p. 10. Боксерман А.А., Плынина А.В., Метт Д.А. Интегрированные технологии увеличения нефтеотдачи. – Тр. IV Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи». М., 15-17 марта 2005 г. – С. 46-63. 11. Шмонов В.М., Витовта В.М., Жариков А.В. Флюидальная проницаемость пород земной коры. – М.: Научный мир, 2002. – 216 с. НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 19 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 553.98(47+57) Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин, 2010 Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики Н.А. Малышев, д.г.−м.н., В.В. Обметко, к.г.−м.н., А.А. Бородулин (ОАО «НК «Роснефть») Ключевые слова: Арктика, шельф, бассейн, геология, нефтегазоносность, моделирование, риски, прогноз. Адрес для связи: n_malyshev@rosneft.ru, v_obmetko@rosneft.ru, a_borodulin@rosneft.ru Введение В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» осуществляет свою деятельность во всех основных нефтегазодобывающих регионах России: в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Поволжье и на Северном Кавказе, в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке. На шельфах Российской Федерации и сопредельных стран работы ведутся в акваториях Охотского, Каспийского, Черного и Азовского морей. В соответствии со стратегией развития компании и «Программой ОАО «НК «Роснефть» освоения ресурсов углеводородов (УВ) на шельфе РФ до 2030 г.» в ближайшие годы планируется начало работ в акваториях арктических морей [1]. В связи с этим важную роль приобретает оценка углеводородного потенциала слабоизученных осадочных бассейнов Восточной Арктики, в которых извлекаемые ресурсы углеводородов по оценкам Министерства природных ресурсов превышают 12 млрд. т у.т. Существующие проблемы и методы их решения Оценки углеводородного потенциала восточно-арктических морей по данным различных исследователей существенно различаются – от 1,9 млрд. т н.э. по оценкам Геологической службы США (USGS) [2] до 12,2 млрд. т у.т. по оценкам МПР РФ (по состоянию на 01.01.2002 г.). Это связано как с различными методами оценки ресурсов, так и с разным пониманием истории развития и строения бассейнов. В связи с этим специалистами научно-технического блока компании с 2007 г. проводятся специальные исследования по созданию современных региональных геологических моделей осадочных бассейнов всей российской Арктики, в том числе и восточно-арктических, бассейновому моделированию с независимой оценкой ресурсов и геологических рисков. Особенностями восточно-арктического шельфа являются его крайне низкая степень сейсмической изученности (от менее 0,01 км/км2 в Восточно-Сибирском море до 0,08 км/км2 в море Лаптевых) и отсутствие глубоких скважин. Осадочный чехол в пределах бассейнов шельфа представлен разновозрастными отложениями, фундамент сложен разновозрастными блоками древних кратонов и складчатых сооружений [3,4]. Продолжение последних в акватории небесспорно, при этом часто выступы фундамента и складчатые области не позволяют однозначно сопоставить отражающие сейсмические горизонты, прослеженные на шельфах Восточной Арктики, с горизонтами, выделенными на Сибирской платформе, в американском секторе Чукотского моря и увязанными с материалами бурения. Для обоснования стратиграфической полноты разреза, прогноза развития нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и очагов генерации углеводородов, коллекторов и флюидоупоров на шельфе, выделения перспективных объектов и оценки ресурсов авторами использовался бассейновый анализ, позволяющий выявить особенности становления (генезиса), современного строения и геологической эволюции осадочных бассейнов, установить условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления [5]. Такой интегрированный методологический подход включал (рис. 1): • сбор и обобщение всей накопленной геолого-геофизической информации по восточно-арктическим 20 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 1. Методологический подход к оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов бассейнам и их обрамлениям (результаты бурения, геологической съемки и тематических исследований); • переинтерпретацию сейсмических материалов (более 30000 км), направленную на стратификацию отражающих горизонтов, выделение перерывов в осадконакоплении, сейсмофациальный анализ, построение современной структурно-тектонической модели и реконструкцию истории геологического развития бассейнов; • многовариантное моделирование формирования УВ-систем; • структурно-тектоническое и нефтегазогеологическое районирование; • выбор перспективных объектов, оценку их ресурсов и геологических рисков, подготовку рекомендаций по выбору наиболее привлекательных участков для лицензирования и их дальнейшего изучения. Многовариантное моделирование формирования УВ-систем проводилось в связи с отсутствием на шельфе скважин и соответственно результатов бурения, необходимых для калибровки моделей. При этом, с учетом множества неопределенностей в исходных данных, менялись параметры температурного режима недр, число НГМТ и их генерационные характеристики, проводимость разломов во времени и др. Оценка ресурсов углеводородов была выполнена объемным методом (при возможности выделения в бассейне локальных объектов) и методом геологических аналогий. При этом за бассейн-аналог принимался Северо-Аляскинский бассейн (для Чукотского и Восточно-Сибирского морей). Геологическое строение акваторий Море Лаптевых Относительно возраста фундамента и стратиграфической полноты осадочного чехла на шельфе моря Лаптевых в настоящее время существуют две основные точки зрения. 1. Западная часть бассейна моря Лаптевых находится на продолжении Сибирской платформы, ее фундамент имеет раннепротерозойский возраст. В составе осадочного чехла участвуют все комплексы пород от рифея до кайнозоя. В восточной части фундамент позднекиммерийский, чехол представлен мел-кайнозойскими отложениями. 2. Фундамент бассейна повсеместно на шельфе имеет позднекиммерийский (раннемеловой, доаптский) возраст, чехол представлен более молодыми (мел-кайнозойскими) отложениями. По результатам наших работ обосновано продолжение Сибирской платформы в западной части шельфа моря Лаптевых. Осадочный чехол при этом выделен в объеме пермско-кайнозойских отложений [6]. Нижележащие рифейско-каменноугольные, преимущественно карбонатные отложения с учетом предсеноманского поднятия (аплифта) и размыва пород, величина которого на палеоподнятиях достигает 3 км, были погружены на большие глубины (15-18 км) и, по-видимому, НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 21 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА значительно преобразованы. В настоящее время они входят в состав переходного комплекса (акустического фундамента). Граница между западной и восточной частями шельфа проходит по зоне разломов Лазарева, являющейся предположительно древней трансформной зоной. При такой трактовке геологического строения шельфа моря Лаптевых по аналогии с разрезами Сибирской платформы в основании разреза осадочного чехла в его западной и центральной частях предполагается развитие мощных осадочных толщ перми, триаса и юры, что существенно повышает перспективы обнаружения здесь скоплений углеводородов. Осадочный чехол суммарной мощностью до 1415 км сложен тремя комплексами пород: верхнепалеозойско-нижнемеловым, апт-раннемиоценовым и среднемиоцен-четвертичным. Первый из них имеет перикратонный характер, второй – синрифтовый, третий – пострифтовый (синеклизный). Перикратонный комплекс сложен пермско-триасовыми карбонатно-терригенными и юрсконеокомскими терригенными отложениями. Исходя из анализа результатов бурения и описания обнажений на прилегающей суше, пермско-триасовые отложения представлены преимущественно мелководно-морскими и континентальными толщами, возможно, с прослоями туфов, базальтов и долеритов в триасовом интервале разреза. В направлении от суши к шельфу прогнозируется развитие более глубоководных пород вплоть до конденсированных депрессионных фаций. Юрско-неокомские отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов с прослоями и линзами известняков и конгломератов, в верхней части – с прослоями углей, а на островах Столбовой и Малый Ляховский – песчано-глинистой турбидитовой толщей. На шельфе прогнозируется преимущественное развитие мелководно-морских песчано-глинистых образований. Мощность отложений комплекса на шельфе моря Лаптевых по сейсмическим данным варьирует от 1-2 до 8 км. Синрифтовый комплекс делится на две толщи – верхнемеловую, представленную исключительно континентальной угленосной молассой, и палеоген-раннемиоценовую, терригенную, с развитием в центральной части бассейна морских (от мелководных до депрессионных) фаций. Меловые отложения сложены конгломератами, гравелитами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями углей, а на Новосибирских островах – с вулканитами различного состава и их туфами. Палеогеновые отложения представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, редко с прослоями известняков и диато- митов. Мощность меловой толщи по сейсмическим данным изменяется от 400 до 3500 м, палеоген-нижнемиоценовой – от 600 до 5500 м. Пострифтовый комплекс по составу аналогичен палеоген-нижнемиоценовой толще. Он разделяется перерывом в осадконакоплении на среднемиоценплиоценовую и четвертичную толщи мощностью соответственно 200-1300 м и 175-500 м. В тектоническом плане шельф моря Лаптевых расположен в зоне сочленения древнего Сибирского кратона и трех мезозойских горно-складчатых областей: раннекиммерийской Южно-Таймырской и позднекиммерийских Верхояно-Колымской и Новосибирско-Чукотской. Генерализованные структурные тренды этих областей, обрамляющих шельф моря Лаптевых, указывают на вероятность продолжения их складчатых структур на шельф (в крайней западной и восточной частях акватории). В пределах бассейна моря Лаптевых авторами выделены крупные надпорядковые тектонические элементы – Западно-Лаптевская синеклиза и Восточно-Лаптевская антеклиза (рис. 2). Крайняя северная часть моря Лаптевых расположена за бровкой шельфа на континентальном склоне. В составе Западно-Лаптевской синеклизы обособляются Западно-Лаптевский выступ, Усть-Ленско-Омолойский прогиб (рифтовая система), Центрально-Лаптевский выступ и СевероЛаптевская впадина. Восточно-Лаптевскую антеклизу осложняют Бельковско-Святоносская зона грабенов и горстов и Анисинский прогиб. Значительная часть локальных объектов в западной части шельфа связана с процессами транстенсии (растяжения со сдвигом), т.е. поднятия имеют присдвиговый характер. В этой части акватории структуры облекания выступов фундамента менее распространены. Для всех локальных структур характерна значительная нарушенность разломами (см. рис. 2). В пределах указанных крупных тектонических элементов при существующей в настоящее время сети сейсмических профилей выделено более десятка структур средней площадью около 2100 км2. Восточно-Сибирское и Чукотское моря Восточно-Сибирское море является наименее изученным сейсморазведочными исследованиями. Кроме того, подавляющее большинство сейсмических профилей расположено в его южной и западной частях и не дают полного представления о строении фундамента и осадочного чехла всей акватории. Исходя из общегеологических представлений, строение Восточно-Сибирского шельфа предполагается сходным с более изученным Чукотским. 22 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 2. Структурная карта осадочного бассейна моря Лаптевых по подошве осадочного чехла (а) и примеры типовых структур (б) В пределах Восточно-Сибирского моря выделяются собственно Восточно-Сибирский бассейн и бассейн Вилькицкого (на севере акватории), а в российском секторе Чукотского моря – Южно- и СевероЧукотский бассейны. Они отделены друг от друга выступами Новосибирско-Чукотского складчатого пояса. Эти осадочные бассейны различаются возрастом, формационным составом и мощностью осадочного выполнения. В Восточно-Сибирском море и в российской части Чукотского моря бурение не проводилось, однако отложения от рифея до кайнозоя довольно детально изучены по обнажениям окружающей суши, на островах Врангеля и Геральда, а также в скважинах, пробуренных в американском секторе Чукотского моря. Разрез осадочного чехла прогнозируется нами по сейсмическим данным с учетом этих материалов. Осадочные бассейны Вилькицкого и СевероЧукотский, развитые в северных частях акватории, заложены на каледонском (элсмирском) складчатом фундаменте. В их осадочном чехле мощностью до 618 км выделяется пять структурно-формационных комплексов: нижнеэлсмирский (верхнедевонско (?) – каменноугольно-нижнепермский), верхнеэлсмирский (верхнепермско-среднеюрский), рифтовый (бофортский, верхнеюрско-неокомский), нижнебрукский (апт-верхнемеловой) и верхнебрукский (кайнозойский), разделенных серией поверхностей региональных несогласий. Нижнеэлсмирский комплекс предположительно сложен терригенными отложениями – аналогами группы Эндикотт и карбонатной группы Лисберн на Аляске, верхнеэлсмирский – преимущественно терри- генными образованиями, соответствующими группе Седлрочит (формации Эчука, Кавик и Ивишак) и формациям Шублик, Саг-Ривер и Нижний Кингак. В осадочных бассейнах Вилькицкого и Северо-Чукотском суммарная мощность предполагаемых в разрезе элсмирских отложений варьирует от 6 км на юге до 4 км на севере бассейнов. Рифтовый (бофортский) комплекс представлен аналогами формаций Верхний Кингак, Купарук и ПеблШейл, сложенными на шельфе Аляски преимущественно терригенными породами, а в пределах Чукотского полуострова – с прослоями углей, вулканитов различного состава и их туфов. В бассейнах Вилькицкого и Северо-Чукотском наибольшая мощность комплекса превышает 6 км. В составе терригенного угленосного нижнебрукского комплекса выделены три стратиграфических подразделения – аналоги формаций Торок, группы Нанушук и формации Колвилл. В пределах Чукотского полуострова возрастные аналоги данного комплекса представлены преимущественно гранитоидами. В бассейнах Вилькицкого и Северо-Чукотском мощность отложений комплекса превышает 6 км, а в ВосточноСибирском и Южно-Чукотском достигает 3,5 км. Верхнебрукский комплекс предположительно представлен терригенными угленосными толщами – возрастными аналогами формации Сагаваниркток. В осадочных бассейнах Вилькицкого и Северо-Чукотском мощность отложений комплекса составляет более 4 км, а в Восточно-Сибирском и Южно-Чукотском – до 1,4 км. В пределах Северо-Чукотского осадочного бассейна основными структурными элементами являются НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 23 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 3. Структурно−тектоническая схема Северо− и Южно−Чукотского бассейнов (а) и примеры нефтепоисковых объектов на Мамонтовой ступени (б), сходных с месторождением Прадхо−Бэй на валу Барроу (Аляска) (в) Северо-Врангелевский выступ и Северо-Чукотский прогиб, отделенный от выступа шарнирной зоной разломов (рис. 3). В юго-восточной и юго-западной частях бассейна вдоль зоны надвигов Врангеля-Геральда прослеживаются фрагменты передового прогиба, который в отличие от прогиба Колвилл на Аляске занимает значительно меньшую площадь и менее выражен как структурно, так и по мощности. Очевидно, это связано с развитием в российской части шельфа крупных выступов (Северо-Чукотской зоны грабенов и горстов и Мамонтового поднятия), служивших барьером при формировании краевого прогиба перед фронтом складчатой области. Кроме того, Врангелевско-Геральдский выступ испытал в раннепалеогеновое время интенсивный подъем, в результате которого отложения передового прогиба, развитые в его пределах, были подвергнуты процессам эрозии, а в центральной части – полностью денудированы. Субширотное краевое поднятие, аналогичное высоконефтеперспективному валу Барроу на Аляске, в российском секторе Чукотского шельфа в современном структурном плане прослеживается лишь вблизи реликтовых впадин передового прогиба. На тех участках, где эти впадины отсутствуют, краевое поднятие наклонено в северном направлении и практически не выражено в результате формирования наложенного с севера Северо-Чукотского прогиба. В основании элсмирского комплекса Северо-Чукотского бассейна авторами впервые выделен Центрально-Чукотский рифтогенный прогиб (трог) субмеридионального простирания, выполненный отложениями раннекаменноугольного возраста (аналогами формации Эндикотт). Этот прогиб сходен по строению с трогом Ханна, прослеженным в основании осадочного чехла в западной части американского сектора Чукотского моря. Северо-Чукотский прогиб осложняют структуры меньшего ранга: Андриановское поднятие, Западная брахиантиклиналь, Западная, Центральная и Восточная мульды. В пределах Северо-Врангелевского выступа выделяются структуры второго порядка: Мамонтовая ступень, Врангелевско-Геральдская ниша, Академическая и Линейная-1 и Линейная-2 ступени, а также Линейный горст. Большинство перспективных локальных структур расположено в пределах Мамонтовой, Академической и Линейных ступеней. При этом Мамонтовая ступень по строению наиболее сходна с валом Барроу и уникальным месторождением Прадхо-Бэй на Аляске (см. рис. 3, б, в). В Восточно-Сибирском и Южно-Чукотском бассейнах, сформировавшихся на более молодом (позднекиммерийском) складчатом фундаменте, предполагается развитие осадочного чехла мощностью до 7 км и включающего следующие комплексы: 24 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА – нижний синрифтовый меловой (постнеокомский) с развитием грабенов, полуграбенов и разделяющих их поднятий; – средний пострифтовый (Pg-N1) с широким проявлением протяженных транстенсионных структур северо-западного простирания; – верхний синеклизный (N2-Q), залегающий субгоризонтально и плащеобразно перекрывающий нижележащие комплексы и породы фундамента. В Южно-Чукотском бассейне основными структурными элементами являются Врангелевско-Геральдская зона горстов и грабенов, Онманский выступ, депрессия Шмидта, Ушаковский выступ, Срединный прогиб и Южно-Чукотская моноклиналь (см. рис. 3, а). Все выделенные локальные перспективные объекты расположены в пределах Срединного прогиба, Онманского и Ушаковского выступов. В связи с крайне слабой изученностью осадочные бассейны Восточно-Сибирского моря более детально не расчленяются. На формирование структурного плана ЮжноЧукотского и Восточно-Сибирского осадочных бассейнов значительное влияние оказали процессы транстенсии (растяжения со сдвигом), что обусловило широкое развитие присдвиговых структур, разбитых многочисленными тектоническими нарушениями. В центральной части Южно-Чукотского бассейна вдоль основной сдвиговой зоны, диагонально разделившей бассейн на две крупные мульды – Шмидта и Срединную, на участке ее коленообразного изгиба сдвиговые деформации привели к формированию Ушаковской антиклинальной зоны со структурами типа pop-up, которые могут представлять поисковый интерес. Прогноз нефтегазоносности Море Лаптевых До настоящего времени в связи с отсутствием глубокого бурения на шельфе моря Лаптевых промышленные скопления углеводородов не установлены. Однако непосредственная близость к нему Енисей-Хатангской нефтегазоносной области, наличие месторождений природных битумов в пределах Лено-Анабарского прогиба (Оленекское и др.), а также многочисленные битумопроявления на побережье моря Лаптевых и островах Новосибирского архипелага, нефтегазопроявления в скважинах глубокого бурения в пределах Анабаро-Хатангской седловины и Лено-Анабарского прогиба позволяют высоко оценивать перспективы шельфа моря Лаптевых с точки зрения обнаружения промышленных залежей нефти или газа. Потенциально нефтегазоматеринские породы в регионе развиты в интервале разреза от перми до палеогена. В обрамлении моря Лаптевых в нижнеперм- ских отложениях отмечены многочисленные глинистые прослои, в которых содержание органического вещества (ОВ) смешанного (гумусово-сапропелевого) и сапропелевого типов изменяется от 2,4 до 3,7 %. На суше в нижнетриасовых отложениях Лено-Анабарского региона содержание сапропелевого ОВ в аргиллитах составляет 0,5-2,7 %, а на Новосибирских островах достигает 11-16 % [7]. В нижне-среднеюрских отложениях ОВ имеет смешанный состав, его содержание в глинистых прослоях составляет 0,5-2 %. На шельфе моря Лаптевых ожидается развитие всех перечисленных НГМП, причем в акваториальной части предполагается увеличение как их мощностей, так и нефтегазогенерационного потенциала за счет большей мористости отложений. В мел-палеогеновых отложениях количество ОВ, как правило, изменяется от 0,26 до 19,54 %, ОВ имеет смешанный, преимущественно гумусовый состав. Это позволяет рассматривать мел-палеогеновый комплекс отложений как газопроизводящий. Вместе с тем в эоценовых отложениях на хребте Ломоносова (океаническая часть Арктики) отмечены прослои глинистокремнистых пород (так называемый интервал Azolla) с содержанием ОВ до 3 %. С учетом широкого развития по результатам сейсмофациального анализа морских отложений в палеогеновом разрезе на шельфе моря Лаптевых в них могут быть развиты аналогичные нефтематеринские породы. Для оценки степени зрелости основных НГМТ, наличия условий для генерации, миграции и аккумуляции УВ на шельфе моря Лаптевых было проведено 2D и 3D моделирование формирования УВ-систем с использованием программы TemisSuite. Как уже отмечалось, осуществлялось многовариантное моделирование с различными характеристиками НГМТ, теплового потока и проводимости разрывных нарушений во времени. Литологические модели строения чехла были составлены для карбонатно- терригенного (пермско-юрского) и терригенного (мел-кайнозойского) типов разрезов на основе проведенных палеогеографических реконструкций с учетом постепенного уменьшения зернистости осадков при переходе от континентальных к депрессионным фациям. Значения теплового потока приняты по аналогии с существующими замерами на суше и в северо-восточной части моря Лаптевых [8]. Расчеты проводились с постоянными (45, 65 и 85 мВт/м2) и дифференцированными во времени значениями теплового потока (20 мВт/м2 на дорифтовом этапе, 100 мВт/м2 в период активного рифтогенеза и 65 мВт/м2 в пострифтовое время). Все рассчитанные модели указывают на УВ-насыщенность большей части разреза. По результатам НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 25 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА моделирования в зависимости от величины теплового потока пермские нефтематеринские породы начали реализовывать свой генерационный потенциал в среднетриасово-позднеюрское время, раннетриасовые – в юрско-позднемеловое, а вышележащие НГМТ – на синрифтовом этапе (поздний мел-кайнозой). Существенное негативное влияние на сохранность залежей углеводородов оказало предсеноманское воздымание региона. В результате размыва и в дальнейшем, в связи с отсутствием в разрезе надежных флюидоупоров, могли происходить значительное разрушение и переформирование залежей УВ. Наиболее сильно оно отмечается в моделях с высокими значениями теплового потока. Однако моделирование с более вероятным дифференцированным распределением теплового потока во времени показывает, что основные нефтематеринские породы в значительной мере реализуют свой генерационный потенциал после увеличения теплового потока и при активном прогибании в процессе рифтогенеза, что позволяет прогнозировать преимущественную сохранность залежей углеводородов. Влияние остальных менее значительных воздыманий региона и размывов при моделировании не учитывалось в связи с их малоамплитудностью. Моделирование с учетом различной проводимости разломов во времени показывает УВ-насыщенность сводов структур даже при постоянной высокой проводимости дизъюнктивов, начиная с позднего мела и по настоящее время. Это связано с тем, что максимальные амплитуды разрывных нарушений отмечены на крыльях структур. Их своды, как правило, менее дислоцированы, а поднятия имеют значительные амплитуду и размеры. В связи с этим можно сделать вывод, что в регионе имелись все условия для формирования и сохранности залежей УВ, несмотря на активную разломную тектонику. По результатам 2D и 3D моделирования породы пермско-раннемелового комплекса к настоящему времени полностью реализовали свой генерационный потенциал (в депоцентрах прогибания), либо находятся в главной зоне газогенерации (ГЗГ) (на поднятиях). При этом основная генерация УВ происходила в главной зоне нефтеобразования (ГЗН). Породы позднемелового-кайнозойского комплекса в депоцентрах прогибания находятся в ГЗН либо в начале ГЗГ и по-существу только начали реализовывать свой потенциал. Результаты анализа структурного плана показывают, что основная часть ловушек сформировалась до активной миграции УВ из нефтематеринских пород, реже одновременно, что в целом является благоприятным фактором для формирования и сохранности залежей УВ. На основе 2D и 3D моделирования, а также исходя из особенностей распространения, типов и степени зрелости НГМТ, прогнозируются преимущественная нефтенасыщенность пермско-нижнемеловой части разреза и преобладание газовых скоплений в верхнемеловых и кайнозойских отложениях. Исходя из результатов моделирования, анализа структурного плана, толщин осадочного чехла, представлений о распространении коллекторов и нефтематеринских толщ, амплитуды предсеноманского размыва на палеоподнятиях, авторами осуществлено нефтегазогеологическое районирование шельфа. В его пределах выделены Западно-Лаптевская, Центрально-Лаптевская, Анисинская, Омолойская и Восточно-Лаптевская потенциально нефтегазоносные области (ПНГО) и ПНГО континентального склона (за бровкой шельфа). При этом наибольшие перспективы связываются с Западно-Лаптевской и Центрально-Лаптевской ПНГО, расположенными вблизи крупных очагов генерации УВ и характеризующимися значительными толщинами осадочного чехла. ПНГО континентального склона, Анисинская и Омолойская ПНГО представляют значительный интерес для поисков залежей нефти и газа, однако требуют существенного доизучения. Восточно-Лаптевская область оценивается как малоперспективная. По результатам сопоставления выполненной авторами оценки ресурсов с оценкой МПР можно отметить, что МПР несколько недооценена нефтяная составляющая за счет неучета УВ-потенциала пермско-нижнемелового комплекса. Чукотское море Высокая перспективность Северо-Чукотского бассейна прогнозируется по сходству строения с расположенным восточнее Северо-Аляскинским бассейном, где к настоящему времени открыто более 20 нефтяных и газовых месторождений, в том числе уникальное месторождение Прадхо-Бэй с запасами от 3 до 5 млрд. т нефти [9]. Для прогноза развития в разрезе Северо-Чукотского бассейна НГМТ использовались опубликованные данные геохимических исследований отложений, отобранных на о-ве Врангеля, Чукотском п-ове, в скважинах американского сектора Чукотского шельфа и на северном склоне Аляски. Нефтегазоматеринские породы установлены во всем интервале разреза чехла от карбона до палеогена. В нижнекаменноугольных отложениях (толща Кекиктук) отмечены прослои аргиллитов с содержанием ОВ 0,5-1 % и керогена смешанного гумусово-сапропелевого и гумусового типов. На Аляске в верхнекаменно- 26 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА угольно-нижнепермской формации Лисберн выявлены аргиллиты и глинистые известняки с содержанием ОВ 0,5-1 % и керогена II типа. На о-ве Врангеля в верхнепермских отложениях установлены многочисленные прослои черных аргиллитов и мергелей [10]. Геохимические исследования этих пород не проводились, однако, учитывая преимущественное развитие здесь депрессионных фаций, в них предполагается высокое содержание ОВ сапропелевого типа. Аргиллиты формации Ивишак довольно насыщены ОВ сапропелевого и гумусово-сапропелевого типов (содержание ОВ составляет от 0,5 до 3 %). Глинистые известняки и аргиллиты формации Шублик являются основной нефтепродуцирующей толщей в регионе. Содержание ОВ в них достигает 8 %, кероген преимущественно сапропелевого типа. Нижнемеловые аргиллиты формации Пеббл Шейл обладают также хорошим нефтематеринским потенциалом. Содержание ОВ в них варьирует от 1,6 до 5,5 %, а тип керогена – II-III. Наиболее молодые нефтематеринские породы, известные в регионе, нижнемеловые аргиллиты формации Торок (апт-альб). Содержание ОВ в них составляет 0,6-2,2 %, кероген смешанного гумусово-сапропелевого типа. В средне-верхнеюрских аргиллитах формации Кингак содержание ОВ изменяется от 0,5 до 6,47 %, тип керогена – II-III. Вышезалегающие по разрезу породы верхнемел-палеогенового комплекса преимущественно газоматеринские. Содержание ОВ в них достигает 5-6 % (в отдельных образцах до 12,3 %) преимущественно за счет гумусовой составляющей. Представления о современном геологическом строении и истории развития осадочных бассейнов российского шельфа Чукотского моря были использованы для двухмерного моделирования процессов формирования УВ-систем в программе TemisSuite. В связи с отсутствием фактического геохимического материала по российской акватории, авторами проводилось многовариантное моделирование с различными геохимическими параметрами (наличие и распространение НГМТ, их мощность, тип керогена, концентрации ОВ). Тепловой поток принимался как средний по существующим замерам (50-60 мВт/м2). Калибровка теплового потока проводилась по скважине Клондайк в американском секторе Чукотского моря. Результаты 2D моделирования показали, что в пределах Врангелевско-Геральдского выступа собственный потенциал верхнепалеозойских отложений был реализован полностью до позднеюрского времени, мезозойских – частично в течение кайнозоя по настоящее время. Потенциал мел-палеогеновых НГМТ пока не реализован. В пределах основного очага генерации УВ в регионе (Северо-Чукотский прогиб) потенциал верхнепалеозойских отложений был реализован полностью до позднеюрского времени, мезозойских – полностью до позднего мела, а мелпалеогеновых – частично в течение кайнозоя по настоящее время. В осадочном разрезе Северо-Чукотского бассейна, в пределах Врангелевско-Геральдского выступа наиболее перспективными для поисков нефтяных скоплений углеводородов являются отложения перми, триаса, юры и нижнего мела (рис. 4). Газовые скопления могут быть обнаружены в мелпалеогеновых отложениях в депоцентре и на бортах Северо-Чукотского прогиба. При этом основные геологические риски связаны с развитием терригенных коллекторов в пермско-триасовом комплексе и сохранностью залежей в период раннемеловой и раннепалеоценовой эрозий. В нефтегазогеологическом отношении в пределах Северо-Чукотского бассейна обособляются Андриановская потенциально газоносная и Академическая потенциально нефтегазоносная области с расположенными в ее пределах Линейным, Мамонтовским и Западно-Мамонтовским потенциально нефтегазоносными районами. Наибольшие перспективы нефтеносности связаны с Академической ПНГО, где обособлено восемь перспективных поднятий. Всего на шельфе севера Чукотского моря выделено около 20 перспективных объектов. Ресурсы УВ, подсчитанные по ним, несколько превышают оценки МПР (без учета геологических рисков). Несмотря на более высокую оценку УВ-потенциала бассейна, в регионе очень высок риск разрушения залежей при неоднократных перерывах и размывах. В связи с этим необходимо его дальнейшее изучение, в том числе структурное бурение вдоль передовой зоны складчатости гряды Врангеля-Геральда, где фиксируется неглубокое залегание доверхнемеловых отложений, для оценки величины эрозии. Южно-Чукотский осадочный бассейн представляется менее перспективным, чем Северо-Чукотский. Здесь обособляются Надеждинская ПГО, Онманская и Ушаковская ПНГО, в которых прогнозируется преимущественная газоносность верхнемел-палеогеновых отложений на структурах, сопряженных с депоцентрами прогибания – мульдой Шмидта и Срединным прогибом. Основные риски в бассейне связаны с сохранностью залежей углеводородов в период предсреднемиоценовой эрозии. НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 27 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 4. Современное углеводородное насыщение разреза по профилю вкрест простирания Северо−Чукотского бассейна по результатам бассейнового моделирования в программе TemisSuite Восточно-Сибирское море В связи с крайне низкой изученностью шельфа Восточно-Сибирского моря подсчет ресурсов УВ по нему в настоящее время возможен лишь методом геологических аналогий. По результатам оценки бассейна Вилькицкого по аналогии с западной частью Арктической Аляски объемы ресурсов УВ практически близки (наши оценки несколько выше) к оценкам МПР. Для получения более достоверной оценки ресурсного потенциала бассейнов шельфа Восточно-Сибирского моря необходимо их дальнейшее региональное изучение как сейсмическими методами, так и параметрическим бурением. Заключение Проведенный анализ геологического строения, эволюции и перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики свидетельствует об их высоком углеводородном потенциале и позволяет выделить наиболее перспективные участки и объекты, а также наметить направления дальнейших исследований. В каждом из изученных бассейнов существуют определенные геологические риски, способные существенно повлиять на оценку их начальных суммарных ресурсов. Для решения имеющихся проблем необходимо дальнейшее изучение бассейнов с проведением дополнительных сейсморазведочных работ с уплотнением региональной сети профилей и бурения глубоких параметрических скважин. Список литературы 1. Основные направления геологоразведочных работ и развития ресурсной базы ОАО «НК «Роснефть» /С.И. Кудряшов, С.И. Бачин, М.Б. Скворцов [и др.] // Геология нефти и газа. – 2008. – № 6. – С. 13-19. 2. Arctic Holds Huge Resource Promise //AAPG Explorer. -2009. – V. 30. – N. 7. – P. 6-9. 3. Филатова Н.И., Хаин В.Е. Тектоника Восточной Арктики // Геотектоника. – 2007. – № 3. – С. 3-29. 4. Малышев Н.А., Никишин А.М., Драчев С.С. Тектоническая история осадочных бассейнов российских арктических шельфов и сопредельной суши / Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. – М.: ГЕОС, 2010. – Т.2. – С.19-23. 5. Интегрированный подход к оценке перспектив нефтегазоносности. Практика применения новых технологий в ОАО «НК «Роснефть» / Н.А. Малышев, А.А. Поляков, Н.Н. Косенкова [и др.] // Материалы 3-й Международной конференции EAGE. – СПб., 2008. 6. Новые представления о строении и формировании осадочного чехла шельфа моря Лаптевых / Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.] // Геология полярных областей Земли. – М.: ГЕОС, 2009. – Т.1. – С. 32-37. 7. Новосибирские острова: Геологическое строение и минерагения / В.К. Дорофеев, М.Г. Благовещенский, А.Н. Смирнов, В.И. Ушаков. – СПб.: ВНИИОкеангеология. – 1999. – 130 с. 8. Drachev S.S., Kaul N., Beliaev V.N. Eurasia spreading basin to Laptev Shelf transition: structural pattern and heat flow // Geophys. J. Int. – 2003. – V.152. – P. 688–698. 9. Оруджева Д.С., Обухов А.Н., Агапитов Д.Д. Перспективы нефтегазопоисковых работ в Чукотском море // Геология нефти и газа. – 1999. – № 3. – С. 28-33. 10. Остров Врангеля: геологическое строение, минерагения, геоэкология // Под ред. М.К. Косько, В.И. Ушакова. – СПб.: ВНИИОкеангеология, 2003. – 137 с. 28 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ОАО «НК «Роснефть», ООО «РН - Краснодарнефтегаз», ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» и журнал «Нефтяное хозяйство» приглашают Вас принять участие в X юбилейной научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» 14 – 16 сентября 2010 г. г. Геленджик, Краснодарский край В рамках конференции предлагается обсудить следующие темы: Секция I. Проектирование и мониторинг разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами Секция II. Современные методы исследования скважин, керна и пластовых флюидов Секция III. Новые технологии бурения и вскрытия продуктивных пластов, в том числе с применением многоствольных и горизонтальных скважин Секция IV. Современные методы повышения нефте- и газоотдачи пластов, интенсификация добычи нефти и газа Тел.: +7 (495) 730-0717 РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.031.011.43 Коллектив авторов, 2010 Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин В.А. Краснов, к.ф.−м.н., И.В. Судеев (ОАО «НК «Роснефть»), Е.В. Юдин, А.А. Лубнин (ООО «РН−Юганскнефтегаз») Ключевые слова: несвязность, гидродинамическое моделирование, распределение песчаных тел по размерам. Адрес для связи: YudinEV@yungjsc.com Введение При проектировании системы разработки нефтяного месторождения, оценке эффективности существующей системы, подборе скважин-кандидатов для геолого-технических мероприятий необходимо располагать данными о пластовом давлении, фильтрационных свойствах пласта и гидродинамической связанности коллектора. В настоящее время для вычисления первых двух из перечисленных параметров в распоряжении инженера-разработчика есть набор инструментов и методов. Фильтрационные свойства коллектора определяются на различных масштабах. К макромасштабным (поинтервальным) относятся оценка по данным геофизических исследований скважин (ГИС), детальная расходометрия. Эти методы позволяют весьма приближенно определять проницаемость в окрестности скважины. Средняя проницаемость, полученная усреднением замеров по толщине пласта, плохо согласуется с мегамасштабными оценками указанного показателя, полученными по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС) и данным нормальной эксплуатации. Пластовое давление определяют по замерам в пьезометрических скважинах, результатам интерпретации ГДИС, однако данные исследования проводятся в небольшом числе выборочных скважин, так как остановка добывающих скважин крайне нежелательна. Для новых скважин по темпу падения пускового дебита при некоторых допущениях удается определить часть перечисленных параметров. Например, в работе [1] рассмотрена модель нестационарного радиального притока флюида к скважине в однородном круговом пласте с постоянным давлением на границе. По входным параметрам – свойствам флюида (вязкости, сжимаемости, обводненности), породы (сжимаемости), среднему пластовому дав- _ _ лению p , средней проницаемости k , скин-фактору s и данным забойного давления – получают модельную кривую динамики пускового дебита. Если имеются фактические данные динамики дебита новой скважины, то с помощью регрессионного _ _ анализа авторы работы [1] подбирают p , k , s (начальное приближение и диапазон варьирования задается самостоятельно) такими, чтобы модельная кривая наилучшим образом аппроксимировала фактические замеры. Данный подход используется при факторном анализе причин падения дебита новых скважин [2]. Однако в зонах пласта с высокой латеральной неоднородностью развития коллектора фактический дебит на псевдоустановившемся режиме часто ока зывается существенно меньше расчетного. Попытки аппроксимировать высокий фактический темп падения дебита с использованием предположения о неустановившемся режиме приводят к очень низким скин-фактору и средней проницаемости (рис. 1, способ 1) или высо- Рис. 1. Пример решения обратной задачи идентифика− ции параметров продуктивного пласта по динамике пус− кового дебита: 1 – промысловые данные; 2 – способ 1: kh = 8 мД⋅м, s = –6, сжимаемость ct = 10−4 атм−1, гидродинамическая связанность 100 %; 3 – способ 2: kh = 30 мД⋅м, s = –4,5, ct = 10−3 атм−1, гидродинамическая связанность 100 % 30 НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ кой общей сжимаемости (рис. 1, способ 2), что вызывает сомнения. Скин-фактор, равный -6, не подтверждается дизайном ГРП, а различие в 10 раз между истинной и измеренной в лаборатории сжимаемостью, маловероятно. Причина существенного падения дебита может заключаться в особенностях геологического строения залежи – наличия большого числа небольших изолированных прослоев, которые работают на истощение и таким образом существенно влияют на темп падения дебита скважины. Данное предположение подтверждается представлением об особенностях осадконакопления в залежи, рассматриваемой в работе. Чтобы определить средний размер песчаного тела и величину «размаха» отклонений от среднего, необходимо в рамках некоторой модели использовать данные эксплуатации скважин – динамику дебита, обводненности и забойного давления. В представленной работе модель, описанная в статье [1], усовершенствована посредством учета геологических параметров пласта. Метод основан на предложении, что распределение линз по размеру в конкретной зоне подчиняется известному закону распределения, параметры которого могут быть найдены с помощью решения обратной задачи определения динамики дебитов скважин после запуска и использования фактических данных по добыче жидкости, обводненности и забойному давлению всех добывающих скважин в пределах выбранной области месторождения. На основе полученного распределения (песчаных тел) моделируется работа скважины, вскрывающей расчлененный пласт. Описание работы данной скважины сводится к моделированию многопластовой системы с использованием сопряжения решений уравнения пьезопроводности (с различными граничными условиями) на граничных условиях в скважине, причем геометрические размеры пластов вычисляются, исходя из параметров распределения (песчаных тел). Относительная простота построенной полуаналитической модели (по сравнению с гидродинамическими симуляторами), обеспечивающая быстроту расчетов, дает возможность использовать ее для решения обратных задач идентификации параметров пласта по данным работы скважины с целью уточнения геологических, фильтрационных и энергетических параметров залежи. В статье описаны постановка и решение прямой задачи нахождения динамики дебита скважины, если параметры пласта и функции распределения песчаных тел по размеру известны. Предложен метод ре- шения обратной задачи определения параметров распределения песчаных тел по данным добычи новых скважин. Практическое применение предложенной методики рассмотрено на примере одного из месторождений ООО «РН- Юганскнефтегаз». Постановка задачи Постановка прямой задачи. Рассмотрим вертикальную скважину радиусом rw, работающую в центре кругового пласта с радиусом контура питания R, эффективной толщиной h, который состоит из n интервалов одинаковой толщины с различным радиусом ri. Будем считать, что процесс фильтрации подчиняется закону Дарси. В начальный момент времени t=0 давле_ ние в любой точке пласта одинаково _ и равно p . Известны средняя проницаемость k , пористость ϕ, общая сжимаемость породы и флюида ct, вязкость флюида m, объемный коэффициент Bl, скин-фактор s, динамика забойного давления. Требуется определить зависимость дебита скважины q от времени t. Нахождение динамики дебита и давления для задач теории упругого режима фильтрации связано с решением уравнения пьезопроводности, которое в случае плоскорадиальной симметрии имеет вид 2 _ где p=p(r, t) – давление в пласте, k= k /mϕct. Запишем начальное условие p(r , t ) t =0 p 1 p 1 p + = , r > 0, t > 0, r r r k t 2 (1) = pi . (2) Для скважины в качестве граничных условий, моделирующих ее работу, в основном используют следующие p(r , t ) r =rw = const – для скважин с постоянным q забойным давлением, q(r , t ) r =rw (3.1) = q = const – для скважин с постоянным дебитом. (3.2) Дебит пластовой жидкости на забое скважины определяется из закона Дарси q(r , t ) r =rw = p 2 kh r μBl r , r =rw (4) где вязкость флюида m зависит от вязкости нефти mо, вязкости воды mw и обводненности fw.
КФУ - Геологический факультет
Итоги XIX научно- практической конференции далее » » » в открытом стволе скважин и компьютеризации ГИС, к.т. н. м. н. Мечетин В. Ф., к.т. н. Портнов В.И., к.т. н. Семенов Е.В. к.т. н. Прямов П. А., д-р. ф. и методическое руководство по проведению работ и интерпретации (Семенов. Латыпов Р. С., к.т. н.
А. С. Щербак. Опыт применения аппаратурно-методического качества исследований керна на результаты интерпретации. Дано ее краткое описание. основы интерпретации ГИС // Новые геофизические технологии для. На практических примерах показаны термоаномалии.
Шаякберов В.Ф., Исмагилов Р.Р., Латыпов И.А. Новые технологии модернизации Малышев Н. А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив.
Международной научно – практической конференции 5 | С т р а н и ц а ГИС -ТЕХНОЛОГИИ В ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ. Латыпова Н. С. ним отчет и дать нужную интерпретацию полученных результатов в журнале основы работы; описание устройства (с фотографиями реального.
Новые технологии в области Upstream
Ибрагимов Ш.З. Учебно-методическое пособие к практическим работам по курсу Галеев А. А., Поминов А. А. Методическое руководство к лабораторным работам Численные Латыпов А. И. Определение прочностных и деформационных. Ахмадуллин Ф. А., Нургалиева Н.Г. Интерпретация материалов.
![](https://stat002.fosite.ru/counters/4299168.gif?ui=4299168&ci=27&dn=portalbit119.fosite.ru&un=portalbit119.fosite.ru&lg=ru&visitorid=-1&stid=2&stdb=1&color1=D9CC7E&color2=6F4B1E&color3=000E52&color4=C29256&color5=FFFFFF&turn_on=on&img=0&"+mlp_r+"&)