WWW.NET.KNIGI-X.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Интернет ресурсы
 

«ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, ПРИУРОЧЕННЫХ К ПАЛЕОКАНАЛАМ ...»

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования «Российский государственный университет нефти и

газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина»

На правах рукописи

Тонконогова Мария Геннадьевна

ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ

ИДЕНТИФИКАЦИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ,

ПРИУРОЧЕННЫХ К ПАЛЕОКАНАЛАМ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Золотухин Анатолий Борисович Москва 2016 Содержание

Общая характеристика работы

Введение

Глава 1: Исследование перспектив идентификации нефтяных залежей, приуроченных к палеоканалам, на территории Западной Сибири................ 16

1.1. Характеристика Западно-Сибирской мегапровинции

1.2. Геологические условия, способствующие формированию палеоканалов

Региональные предпосылки существования залежей палеоканалов.... 20 1.3.

Глава 2: Исследование принципов моделирования и проектирования разработки нефтяных залежей, приуроченных к палеоканалам



Диалектика исходных данных

2.1.

2.1.1. Данные 2D и 3D сейсморазведки

2.1.2. Данные ГИС в открытом и закрытом стволе

2.1.3. Результаты исследования керна

2.1.3.1. Определение и распространение насыщенности

2.1.4. Замеры пластового давления, градиента давления

Особенности моделирования палеоканалов

2.2.

2.2.1. Особенности геологического моделирования

2.2.2. Особенности фильтрационного моделирования

2.2.3. Моделирование процессов в призабойной зоне пласта

Моделирование гидравлического разрыва пласта

2.2.3.1.

Оценка величины скин-фактора после ГРП

2.2.3.2.

Адаптация модели к промысловым данным

2.2.3.3.

Современные тенденции в геолого-гидродинамическом 2.2.3.4.

моделировании

Проектирования системы разработки залежей в палеоканалах............ 49 2.3.

2.3.1. Обзор систем заводнения

2.3.2. Формирование системы разработки с учётом трещин ГРП................... 54 2.3.3. Особенности формирования систем разработки залежей в палеоканалах

Глава 3: Исследование особенностей идентификации нефтяной залежи в палеоканале на примере Вынгаяхинского месторождения, Западная Сибирь

3.1. Эволюция геологических представлений об объекте

3.2. Анализ истории разработки объекта БП12

3.3. Формирование и обоснование новой стратегии разработки объекта БП12

3.4. Анализ выполненных работ. Выводы

Глава 4: Исследование особенностей разработки нефтяной залежи в палеоканале………………………………………………………...……….. … 86

4.1. Исследование режимов эксплуатации скважин, расположенных в канале

4.2. Формирование системы поддержания пластового давления..……. ……89

4.3. Многовариантное моделирование нефтяной залежи шнурковой формы…….............. …………………………………………………...…………91

4.4. Выводы…………………………………………………………...……... …95 Заключение……………………………………………………………………….





98 Список используемых сокращений ……………………………………...........100 Список литературы ……………………………………………………............ 101 Приложение № 1………………………………………………… ………..…..110 Приложение № 2…………………………………………………………….....112 Приложение № 3………………………………………………………… ……114 Общая характеристика работы Актуальность тематики исследований Современное состояние мировой и российской сырьевой базы углеводородов характеризуется высокой разведанностью крупных месторождений и их вовлечённостью в промышленную эксплуатацию на различных стадиях разработки. Путём реализации комплексных программ по оптимизации систем разработки месторождений (в т.ч. внедрения вторичных и третичных МУН) и улучшения разведанности сырьевой базы как новых неосвоенных регионов, так и разрабатываемых, можно обеспечить дополнительную добычу нефти и повышение конечной нефтеотдачи.

Актуальным направлением развития нефтегазодобывающей отрасли является освоение новых средних и мелких по запасам месторождений и залежей, которые находятся как на большом удалении, так и вблизи разрабатываемых месторождений. Во втором случае, за счёт приобщения к существующей инфраструктуре, их разработка становится экономически целесообразной, что принципиально сказывается на концепции и некоторых приоритетах отечественной разведки и разработки.

Неразведанные залежи на освоенных площадях характеризуются следующими ключевыми особенностями:

Характерные размеры залежей углеводородов меньше шага разведочного бурения, который, как правило, составляет 5-10 км.

Недостаточная разрешающая способность сейсмических исследований или отсутствие 3D сейсмических исследований на месторождении.

Известно, что такие залежи зачастую отличаются причудливой конфигурацией. Они также могут характеризоваться изогнутостью в плане, что обусловливает их трудно прогнозируемую геометрию и истинное положение. Одним из таких примеров являются залежи в палеоканалах, которые были описаны в начале прошлого века И.М. Губкиным как шнурковые залежи. Позднее, в 1939 году, К.П. Калицкий исследовал рукавообразные залежи с обоснованием индивидуального механизма их формирования. В настоящей диссертационной работе, вне зависимости от условий седиментации, используется также термин «палеоканалы»

применительно к описанию узких (до 2000 м) и вытянутых (до нескольких километров) геологических терригенных тел, способных быть залежами углеводородов. Идентификации таких нетрадиционных залежей и особенностям их разработки посвящается данная диссертационная работа.

Цель работы Исследования с последующими рекомендациями по идентификации и обоснованию технологии разработки нефтяных залежей в палеоканалах (залежей шнуркового типа).

Основные задачи работы Обобщение и анализ показателей работы скважин искомого 1.

эксплуатационного объекта, вскрывших различные отложения. Оценка влияния условий формирования резервуара на его продуктивные характеристики.

Обоснование и реализация рекомендаций по прогнозированию 2.

положения и конфигурации палеоканалов.

Создание, адаптация и научно-практическое сопровождение 3D 3.

гидродинамической модели нефтяной залежи в палеоканале.

Компьютерные 3D эксперименты по исследованию влияния 4.

особенностей залежи в палеоканале на показатели её разработки.

Обоснование рекомендаций по системе разработки залежи нефти в 5.

палеоканале.

Методы решения поставленных задач Для решения исходных научно-практических задач проанализирована и систематизирована сейсмическая, геолого-физическая и технологическая информация объекта исследования, на базе которой создана его 3D геологогидродинамическая модель с использованием соответствующего программного обеспечения (Petrel и Eclipse 100) и методов компьютерного моделирования. Обоснование технологичеких решений применительно к разработке залежи нефти в палеоканале выполнено на основе 3D компьютерных экспериментов.

Научная новизна результатов работы На примере рассматриваемого месторождения впервые создан и 1.

внедрён в производство план обнаружения и разработки перспективных нефтяных залежей в палеоканалах.

Найден новый подход к идентификации пространственных параметров 2.

залежи нефти в палеоканале на основе комплексирования методов и результатов сейсмических, геофизических и гидродинамических исследований, а также данных эксплуатации скважин.

На основе 3D компьютерных экспериментов впервые доказана 3.

возможность дренирования забалансовых запасов нефти, контактирующих с балансовыми запасами, без прямого вовлечения первых в процесс разработки. Следствием неучёта данного феномена оцениваемые коэффициенты извлечения нефти (КИН) могут являться заниженными.

Основные защищаемые положения Методические и технологические решения в области поиска и освоения 1.

нефтяных залежей в палеоканалах, сформированные по результатам комплексного анализа данных сейсмических, геофизических и гидродинамических исследований, а также показателей эксплуатации скважин.

Доказательство феномена возможности дренирования забалансовых 2.

запасов нефти (контактирующих с балансовыми запасами) без специального гидродинамического воздействия на пласт, позволяющее повысить достоверность оценки извлекаемых запасов, а также значения КИН.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Данная область научных изысканий соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». В разделе «Область исследования» содержание работы соответствует пунктам 3 и 5.

Пункт 3: Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования.

Пункт 5: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геологотехнологических процессов.

Практическая значимость По результатам выполненных исследований обоснована, утверждена и 1.

реализована компанией ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ» (филиал ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-МУРАВЛЕНКО») Программа освоения нефтяной залежи в палеоканале пласта БП12 Вынгаяхинского месторождения.

Разработанный подход к идентификации подобных залежей внедрён в 2.

ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-НТЦ» в качестве образца.

На основе выполненных исследований в регионе инициированы работы 3.

по переоценке состояния разработки нефтяных залежей-аналогов.

По данным публикаций в отраслевых источниках сделаны выводы о 4.

перспективах наличия залежей-аналогов на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, Западная Сибирь.

Доказана значимость учёта забалансовых запасов в «неколлекторах»

5.

при 3D моделировании и разработке залежей нефти в палеоканалах.

Степень обоснованности выводов и рекомендаций Результаты исследований автора базируются на известных предшествующих публикациях в области геологии и разработки месторождений нефти.

Методические подходы автора к идентификации пространственных параметров залежи нефти в палеоканале подтверждены последующими фактическими данными разработки залежи БП12 Вынгаяхинского месторождения. Вывод и рекомендации относительно выработки забалансовых запасов без бурения на них добывающих и нагнетательных скважин основываются на 3D компьютерных экспериментах с использованием сертифицированного программного комплекса компании Schlumberger.

Апробация работы Основные результаты были представлены на следующих конференциях и семинарах:

VIII Творческая конференция молодых специалистов ОАО 1.

«Газпромнефть-ННГ», Ноябрьск, 2008.

Международная академическая конференция «Состояние, тенденции и 2.

проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», Тюмень, 2009.

IХ Творческая конференция молодых специалистов ОАО 3.

«Газпромнефть-ННГ», Ноябрьск, 2009.

XII Конференция пользователей программного обеспечения компании 4.

Roxar, г. Анталия, Турция, октябрь 2011.

II Конференция и выставка SPE по разработке месторождений в 5.

осложненных условиях и Арктике, Москва, октябрь 2013.

Научный совет ОАО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» по рассмотрению 6.

результатов диссертационной работы, Москва, октябрь 2013.

научно-практическая конференция «Математическое

7. VII моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений», Уфа, апрель 2014.

XIII Международная научно-техническая конференция «Мониторинг 8.

разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча», Томск, май 2014.

Совместная техническая конференция «Взаимодействие геологической 9.

и гидродинамической модели». Москва, октябрь 2014.

Международная научно-практическая конференция ЕАГО

10. VI «ГЕОКРЫМ-2016 Проблемы нефтегазовой геологии и геофизики», Алушта, май 2016.

По работе имеются три документа о внедрении результатов исследований:

1. От филиала ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-МУРАВЛЕНКО» ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ»;

2. От ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР».

3. От ТПДН «Ноябрьскнефть», ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ».

Кроме того, автор отмечена Грамотой за II призовое место в конкурсе в сфере интеллектуальной собственности с предложением «Планирование ГТМ при разработке пласта БП12-1 Вынгаяхинского месторождения с учетом геологических особенностей русловых отложений», Ноябрьск, 2008.

И Дипломом I степени IX Творческой конференции молодых специалистов ОАО «Газпромнефть-ННГ», Ноябрьск, 2009.

Публикации:

По теме диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 3 – в изданиях, включённых в «Перечень российских рецензируемых научных журналов»

ВАК РФ.

Список работ, опубликованных в печати по теме диссертации:

Сваровская М.Г., Черепанов Е.Е., Золотухин А.Б. Выявление и 1.

эффективная разработка сложнопостроенных геологических тел на примере пласта БП12 Вынгаяхинского месторождения // Журнал «Нефтяное хозяйство». – 2009. - № 12. - с. 51-54.

Сваровская М.Г., Колесников И.М. Совершенствование системы 2.

разработки пластов группы Ю1 ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.

Губкина. – 2009. - № 1. - с. 79-91.

Сваровская М.Г., Черепанов Е.Е. Золотухин А.Б. Особенности 3.

разработки коллекторов, представленных каналами, на примере Вынгаяхинского месторождения пласта БП12// Журнал «Нефть, газ и бизнес». – 2010. - № 6. - с. 41-44.

Сваровская М.Г. Оптимизация системы разработки пластов группы Ю1 4.

Вынгаяхинского месторождения с использованием методов эффективного заводнения / Сб. тез. VIII Твор. конф. молодых специалистов ОАО «Газпромнефть-ННГ». Ноябрьск, 2008. с. 52.

Сваровская М.Г. Формирование качественной системы заводнения для 5.

оптимизации процессов разработки пластов группы Ю1 Вынгаяхинского месторождения, обоснованное гидродинамическим моделированием // Сб.

тез. Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». Тюмень, 2008. – с. 28.

Сваровская М.Г., Черепанов Е.Е. Влияние геологических 6.

представлений на эффективность разработки резервуара Вынгаяхинского месторождения, БП12 / Сб. тезисов IX Творческой конференции молодых специалистов ОАО «Газпромнефть-ННГ» - Ноябрьск, 2009. – с. 63.

7. Svarovskaya M.G., Shmidt S.A., Edelman I.Y., Zolotukhin A.B. Russkoye Heavy Oil field: Complexity and Exploration Prospects // AEEC SPE, Москва, 2013, SPE-166886, 6 с.

Сваровская М.Г., Семикин Д.А. Уточнение геологических 8.

представлений как инструмент снижения неопределённостей прогноза добычи // Журнал «Инженерная практика». – 2014. - № 6. - с. 88-90.

Сваровская М.Г., Санников И.Н., Громов М.А., Трегубова Л.В. О 9.

моделировании литологического и параметрического разнообразия пород / Сб. тез. в VII научно-практической конф. «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений» - Уфа, 2014. – с. 9.

Введение Современное состояние мировой и российской сырьевой базы углеводородов характеризуется высокой разведанностью крупных месторождений и их вовлечённостью в промышленную эксплуатацию на различных стадиях разработки. Сложившаяся ситуация, в свою очередь, диктует, необходимость поддержания интегральных темпов добычи углеводородов (рисунок 1). Оптимизация существующей системы разработки месторождений, вторичные и третичные методы нефтеизвлечения, изученные авторов в [1], а также программа качественного улучшения разведанности сырьевой базы как новых неосвоенных регионов (шельф Северно-Ледовитого океана, Восточная Сибирь, др.), так и разрабатываемых (Западная Сибирь, Центральная Россия) могут обеспечить более продолжительные реалистично достижимые уровни добычи.

Поддержание уровней добычи УВ

–  –  –

Рисунок 1 - Решения, направленные на поддержание темпов добычи Разведанные новые объекты, содержащие запасы на изученных площадях, введённых в разработку, могут характеризоваться одной или несколькими особенностями:

Низкие фильтрационно-ёмкостные свойства;

1.

Низкие эффективные толщины;

2.

Высокие риски неконтролируемых прорывов газа и воды;

3.

Высокие (техногенные и естественные) сложности бурения;

4.

Неблагоприятный компонентный состав нефти (парафины, АСПО, 5.

сероводород, пр.);

Низкая изученность объекта;

6.

Негативный опыт эксплуатации данного объекта или аналога.

7.

Иными словами, причины неосвоения подобных объектов связаны с высокими экономическими рисками. В свою очередь, на разрабатываемых площадях могут присутствовать неразведанные объекты, которые вовсе не обязательно характеризуются вышеописанными особенностями.

Ключевое их отличие заключается в следующем:

Характерные размеры залежей углеводородов меньше шага 1.

разведочного бурения, который, как правило, составляет 5-10 км.

Недостаточная разрешающая способность сейсмических исследований 2.

или отсутствие 3D сейсмических исследований на месторождении.

Известно, что такие залежи зачастую отличаются причудливой конфигурацией. Они также могут характеризоваться изогнутостью в плане, что обусловливает их трудно прогнозируемую геометрию и истинное положение. Одним из таких примеров являются залежи в палеоканалах, которые были описаны в начале прошлого века И.М. Губкиным как шнурковые залежи. Позднее, в 1939 году, К.П. Калицкий исследовал рукавообразные залежи с обоснованием индивидуального механизма их формирования [2]. В настоящей диссертационной работе, вне зависимости от условий седиментации, используется также термин «палеоканалы»

применительно к описанию узких (до 2000 м) и вытянутых (до нескольких километров) геологических терригенных тел, способных быть залежами углеводородов.

Методические и технологические решения в области идентификации и разработки таких залежей, предложенные автором, реализованы на Вынгаяхинском месторождении Автор видит значительные [3-5].

перспективы в повторной разведке и изучении разрабатываемых площадей с целью последующего ввода в промышленную разработку. Автором создана гидродинамическая модель исследуемого объекта, в процессе адаптации которой на данные фактической добычи, автор предположила наличие дополнительного питания разрабатываемой залежи. Подтверждением гипотезы послужили результаты повторной обработки и интерпретации данных 3D сейсморазведки, согласно которым определились вероятные положения залежи в палеоканале, расположенного за пределами утверждённых на момент начала исследования контуров нефтеносности.

Для понимания актуальности данного вопроса применительно к Западно-Сибирской мегапровинции, была оценена возможность появления таких залежей на территории Западной Сибири.

Западно-Сибирский регион характеризуется высокой разведанностью и выработкой по причине приуроченности основных запасов нефти и газа к крупным и крупнейшим месторождениям, что обеспечивает высокую рентабельность их разведки и освоения. Почти 65% [6] разрабатываемых запасов нефти и газа находятся в средне- и высокопроницаемых коллекторах.

Основная нефтегазоносность Западной Сибири связана с отложениями юрского и мелового комплексов, в том числе с нижнемеловым и верхнемеловым нефтнегазоносными комплексами, где сосредоточены основные запасы нефти и газа провинции.

На Западную Сибирь приходится более 70% разведанных запасов нефти Российской Федерации [6]. Доля морских терригенных отложений 39%, континентальных 60%, карбонатных менее 1% [6]. Как видно из представленной статистики, актуальным для данного региона являются решения, направленные на оптимизацию разработки коллекторов именно терригенного типа.

Степень выработанности крупных месторождений западно-сибирского региона составляет более 30%, в том числе: Самотлорского – 65%, Федоровского – 58%, Мамонтовского – 70% [6]. Одной из особенностей выработки запасов является опережающий отбор углеводородов из наиболее высокодебитных объектов и накопление на балансе менее продуктивных запасов. Тем не менее, в этом регионе прогнозируется более половины всех неразведанных ресурсов нефти России (52,3%), планируется открытие ещё нескольких сотен нефтяных залежей, в том числе средних по запасам (10-30 млн. т), крупных (30-100 млн. т), а также крупнейших с запасами более 100 млн. т [6]. Большая часть неразведанных ресурсов нефти Западной Сибири (80%) концентрируется, по текущим оценкам, в северных нефтегазоносных областях: Надым-Пурской, Среднеобской, Пур-Тазовской, Фроловской и на южном шельфе Карского моря [6].

Кроме того, по мере выработки крупных месторождений и залежей, существенное влияние на уровни добычи может оказать включение в структуру разрабатываемых запасов средних и мелких залежей и месторождений [6], индивидуальная эксплуатация которых имеет низкую или отрицательную рентабельность. Но при условии приобщения данных запасов к существующим системам обустройства месторождений, принципиально меняются некоторые приоритеты отечественной разведки и добычи. Одними из составляющих структуры перспективных запасов терригенных коллекторов являются нефтяные запасы мелких залежей, приуроченные к палеоканалам, которые по причине высокой вертикальной, а главное, латеральной неоднородности имеют незначительный опыт непосредственно разработки, но, в большей степени, научнопроизводственных изысканий (Ковыктинское месторождение, Россия [8]).

Тем не менее, при благоприятной палеогеографической обстановке, доля запасов, приходящаяся на отложения палеоканалов, может быть значительной. Так, согласно статистике [9], из 14 основных нефтяных месторождений Китая, более половины приурочены к залежам каналов.

Ключевым преимуществом их разработки является относительно высокие фильтрационные характеристики (особенно в направлении палеотечения) по сравнению с другими терригенными отложениями. Так, в [9] отмечается, что даже при значительных постседиментационных преобразованиях относительное преимущество в фильтрационных свойствах сохраняется за отложениями среднезернистых песчаников палеоканалов.

Среди причин, препятствующих повсеместной разработке нефтяных залежей в палеоканалах, являются сложности их поиска, а затем и проектирование системы их разработки, главными приоритетами которой являются обеспечение эффективной системы поддержания пластового давления и размещение скважин в пределах изогнутого тела.

Основной целью данной диссертационной работы является исследования с последующими рекомендациями по идентификации и обоснованию технологии разработки нефтяных залежей в палеоканалах.

Исследования выполнены на примере нефтяной залежи, приуроченной к палеоканалу пласта БП-12 Вынгаяхинского месторождения, Западная Сибирь.

Глава 1: Исследование перспектив идентификации нефтяных залежей, приуроченных к палеоканалам, на территории Западной Сибири Характеристика Западно-Сибирской мегапровинции 1.1.

В настоящей главе выполнен литературный обзор состояния разработки Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, сделаны выводы о потенциале поддержания темпов добычи углеводородов за счёт ввода в разработку средних и более мелких по величине извлекаемых запасов залежей, подчёркнута роль нефтяных залежей в палеоканалах в структуре неосвоенных запасов разрабатываемых месторождений. Отмечается вклад в теорию и практику разработки месторождений Западной Сибири В.Ф.

Базива, И.М. Бакирова, Ю.Е. Батурина, В.В. Белоногова, А.С. Блоха, Ю.П.

Борисова, Л.С. Брилианта, В.В. Васильева, Г.Г. Вахитова, В.Е. Гавуры, А.В.

Гавуры, А.А. Газизова, Ш.К. Гиматудинова, В.И. Грайфера, И.М. Губкина, Л.Ф. Дементьева, А.А. Джавадяна, Ю.П. Желтова, С.Н. Закирова, И.С.

Закирова, А.Б. Золотухина, М.М. Ивановой, А.Т. Кондратюка, А.П. Крылова, В.З. Лапидуса, Н.Н. Лисовского, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, В.И.

Муравленко, Р.Х. Муслимова, Р.Н. Мухаметзянова, М.В. Павлова, В.Н.

Панкова, С.А Параевой, В.И.Сафронова, Э.И. Сулейманова, О.Н. Сухановой, А.А. Хальзова, И.Л. Ханина, И.П. Чоловского, В.А. Шакирова и др.

Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция [6] является одной из крупнейших в мире. Она занимает одноименную низменность и соответствует территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов, Тюменской, Томской, частично Свердловской, Омской, Новосибирской областей и левобережья Красноярского края. Площадь мегапровинции на суше составляет 2,1 млн. кв. км, из которых 750 тыс. кв.

км расположено в южной акватории Карского моря. Газоносность мегапровинции подтверждена в 1953 году, нефтеносность – в 1961 году. В настоящее время на ряду со структурными, открыты литологически экранированные и тектонически экранированные залежи углеводородов, что расширяет перспективы нефтегазоносности рассматриваемой территории.

Подавляющее большинство запасов приурочено к терригенным коллекторам.

Доля морских терригенных отложений 39%, континентальных 60%, карбонатных менее 1% [6].

Работы по оценке нефтегазоносности Западно-Сибирской мегапровинции начаты в 1948г., через 16 лет после выдвинутой И.М.

Губкиным гипотезы о том, что угленосные фации мезозойского возраста краевой зоны Урала должны прослеживаться по направлению на восток, к центру Западно-Сибирского бассейна, где переходить в нефтеносные фации.

К настоящему времени в мегапровинции открыто более 600 месторождений нефти и газа. Большая часть месторождений связана с меловыми и юрскими отложениями, являющимися главными объектами поисково-разведочных работ. Тем не менее, даже на столь высоко разведанных площадях могут встречаться нефтеперспективные объекты малого порядка (меньше шага поисково-разведочного бурения), которые с учётом организованной поверхностной и подземной инфраструктуры могут быть опоискованы и экономически рентабельно введены в разработку с целью сокращения темпов падения, поддержания и даже наращивания уровней добычи по месторождению.

Большинство нефтегазоносных залежей на данной территории структурного типа, реже встречаются стратиграфические, литологические и тектонически экранированные. Структурные пластово-сводовые и массивные залежи, в силу своей более прогнозируемой геометрии и выдержанности свойств по латерали, являлись первыми объектами разработки, при отсутствии повсеместной 3D сейсмосъёмки. Эта тенденция в равной степени применима как для Западно-Сибирской мегапровинции, так и для прочих регионов во всем мире.

При современной выработанности запасов традиционных залежей, на первый план в разрезе перспектив освоения выходят залежи стратиграфически- и литологически-экранированные, ранее не охваченные разработкой или имеющие негативный результат в ходе опытнопромышленной эксплуатации. Многие из таких залежей, по крайней мере в первое время, могут быть освоены существующим фондом скважин и включены в ранее созданную систему поверхностного обустройства, что упрощает контроль текущих измерений, стратегию добычи, первичной сепарации и транспортировки продукции и существенно влияет на экономическую привлекательность проекта, снижая рентабельный дебит добывающих скважин до реально достижимых значений.

В Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции можно выделить 11 нефтегазоносных областей: Приуральскую, Каймысовскую, Высюганскую, Пайдугинскую, Фроловскую, Среднеобскую, НадымПурскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую, Ямальскую и Южно-Карскую [6].

Вынгаяхиское месторождение относится к Надым-Пурской нефтегазоносной области, нефтеносность месторождения приурочена к отложениям юрского и мелового возраста. В области сконцентрировано 47% газовых и 16% нефтяных ресурсов Западной Сибири [6].

В стратиграфическом разрезе мегапровинции выделены границы распространения 10 региональных нефтегазоносных комплексов:

палеозойский, триасовый, нижне-среднеюрский, васюганский (келловейкиммериджский), баженовский (верхнеюрско-нижнеберриасский), ачимовский (берриас-нижневаланжинский), неокомский, аптский (аптнижнеальбский), сеноманский и турон-сенонский.

Неокомский нефтегазоносный комплекс распространен на большей части мегаровинции и представлен толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин, перекрытой региональной нижнеаптской глинистой покрышкой. Общая толщина комплекса составляет 250-900 м, глубина залегания в центральных районах 1500-2200 м, на севере 1700-300 м. С комплексом связаны крупнейшие залежи Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского, Западно-Сургутского, Варьеганского и др. месторождений.

В северных районах провинции возрастает роль комплекса в ресурсах газа (Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др. месторождения). К данному комплексу приурочены основные запасы нефти Вынгаяхинского месторождения.

Углеводородный потенциял Западной Сибири всё больше связан с поиском и разработкой трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных в ловушках литологического, стратиграфического и тектонически экранированного типов. Следует также ожидать освоения залежей углеводородов, приуроченных к отложениям переходных и континентальных обстановок осадконакопления, не разработанных ранее на уже открытых месторождениях по причине сложности пространственного развития.

Однако, при получении прогноза о положении палеобереговой линии в региональном масштабе, вероятность обнаружения таких тел как в области континентальной равнины (русла рек), так и собственно морского побережья (песчаники дельтовых комплексов) значительно увеличивается.

Последующие изыскания, связанные с определением источника сноса, интенсивности привноса осадочного материала, уточнения палеорельефа, характера формирования залежей и свойств вмещающих пород, могут привести к сужению области поиска тел палеоканалов, более точное определение местоположения которых невозможно без проведения 3D сейсморазведки. Потребность в идентификации таких залежей связана с тем, что они могут являются высокопродуктивными объектами разработки.

–  –  –

С точки зрения разработки, наиболее характерной особенностью нефтяных залежей, приуроченных к палеоканалам, является их геометрия вне зависимости от генезиса отложений, так как она определяет:

активность естественных режимов нефтеизвлечения;

проектируемую систему поддержания пластового давления;

–  –  –

Принципиальным отличием всех вышеперечисленных обстановок является расположение палеоканалов ортогонально линии палеоберега, но, в зависимости от условий, «слева» или «справа» от береговой линии. Эта важнейшая особенность поиска таких залежей фактически формирует направление дальнейших изысканий на территории Западной Сибири.

Региональные предпосылки существования залежей 1.3. палеоканалов

В результате обзора обстановок осадконакопления, можно заключить, что применительно к систематизированным обстановкам в таблице 1.1., континентальные отложения играют незначительную роль в формировании ловушек для скопления углеводородов [33]. Так, например, селевые потоки и оползни представляют собой грубо отсортированный крупнозернистый материал от глин и супесей до щебня и валунов, за редким исключением, не сохраняющийся в разрезе [34].

Оставшийся к рассмотрению комплекс прибрежно-морских обстановок обеспечивает многообразие отложений, требующее детального изучения соответствующими специалистами. Однако наиболее важным остается вопрос: существуют ли глобальные особенности таких отложений, формирующие принципы поиска данных залежей.

Идентификация прибрежно-морских и береговых фаций чрезвычайно важна при палеогеографических реконструкциях, так как даёт надёжные сведения о положении морских границ в определенный период времени.

Изучение данных обстановок совместно с фаунистическими, геохимическими, петрографическими и другими видами исследований позволяет сделать вывод о гидродинамике осадочного бассейна, интенсивности приливов и глубине моря. В то же время, возможно решение и обратной задачи. Зная в региональном плане положение линии палеоберега, особенности гидродинамики морского палеобассейна, а также типичные модели распределения фациальных обстановок рассматриваемого морского бассейна, можно более достоверно прогнозировать пространственное развитие коллекторов описанных выше отложений. Этот вывод равнозначно ценен как для геологоразведки, так и для разработки месторождений. В своих работах Лурье М.В. и Брюховецкий О.С. выявили устойчивую взаимосвязь между положением месторождений углеводородов и береговой линией палеоморей [35-36]. На рисунке 1.1 представлена карта палеоморя в позднемеловой период в мировом масштабе. Основная закономерность локализации разведанных запасов нефти и газа состоит в том, что многие месторождения расположены в пределах бывших морей, являющихся одновременно областями осадконакопления. Эти соображения, а также исследование гидрофизических механизмов миграции газа побудили авторов проанализировать корреляцию мест локализации нефтегазовых месторождений с местоположениями палеоморей. Результаты проведённой работы позволили рекомендовать полученные прогнозные карты для определения мест перспективного поиска новых месторождений.

а) б) Рисунок 1.1 – Результаты исследования Лурье М.В. и Брюховецкого О.С. [35] а) Расположение палеоморей (голубым цветом) на Земле в позднем меловом периоде; б) Нефтегазовые провинции Европы (красным цветом) Выдвинутой ими идее локализации нефтегазовых месторождений вдоль береговых линий древних палеоморских бассейнов следует дать дальнейшее развитие в рамках учёта конкретной ориентации залежей палеоканалов относительно линии палеоберега. Как заключено ранее, подавляющая часть тел рассматриваемых геологических обстановок, генетически связана с береговой линией моря и ориентирована ортогонально ей (каналы разрывных течений, приливно-отливные каналы, дельтовые протоки и пр.).

Важно отметить тот факт, что дистальная часть всех этих отложений сложена материалом меньшей зернистости, чем фронтальная, что позволяет в условиях отсутствия вторичных диагенетических преобразований осуществить предварительный прогноз качества коллектора в зоне их развития, оценивать продуктивность и сформулировать приоритеты овоения залежи.

Как следует из рисунка 1.2., в районе современного Ямало-Ненецного автономного округа линия палеоберега простирается с севера на юг и относительно совпадает с направлением регионального максимального горизонтального стресса, который определяет направления зон развития тектонических нарушений, естественных разломов, и наведенных, техногенных трещин.

В первую очередь следует отметить, что согласно проведённым исследованиям [37], все известные месторождения углеводородов приурочены к межрифтовым, гипсометрически приподнятым блокам, что также определяет направленность поисковых работ в региональном плане.

Важно также отметить, что в непосредственной близости от гигантских и крупных месторождений (к которым относится и Вынгаяхинское нефтегазовое месторождение), по границам зон, а также в локальных поднятиях, выявлены группировки более мелких месторождений, к которым могут быть приурочены палеоканалы.

Рисунок – Схема тектонического строения, размещения 1.2 месторождений УВ и перспективных структур мезозойского комплекса осадочного чехла севера Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна (по материалам ЗапСибНИИГНИ, СНИИГГиМСа, ВНИГНИ, ВНИИгаза) [37].

С точки зрения развития техногенных трещин, при анализе комплекса перечисленных макропараметров, можно сделать вывод, что на севере Западной Сибири сложились благоприятные условия для формирования и последующего вовлечения в промышленную разработку залежей углеводородов, сосредоточенных в песчаных коллекторах палеоканалов. В соответствии с прогнозируемой геодинамической обстановкой, преобладающее направление развития трещин гидравлического разрыва пласта должно происходить перпендикулярно каналу. Данная предпосылка обеспечивает безопасное и эффективное вытеснение нефти от нагнетательных к добывающим скважинам и предопределяет принципы формирования системы их разработки.

Палеоканалы трудно идентифицировать, в силу причудливости их формы и сопутствующей погрешности за разрешающую способность сейсморазведки. Естественным образом отбор керна непосредственно из данного типа отложений ограничен. В связи с чем, сокращается общий фонд информации. С внедрением в поисковый этап данных сейсморазведочных работ 3D, пространственное картирование таких тел упрощается и начинает носить осознанный и целенаправленный характер.

Глава 2: Исследование принципов моделирования и проектирования разработки нефтяных залежей, приуроченных к палеоканалам Использование трехмерной геолого-технологической модели для оценки и прогнозирования работы пласта, как базы, полноценно систематизирующей всю накопленную информацию, является в настоящее время стандартом работы в отрасли. В то же время, на практике редко используется единая модель для всех существующих в компании процессов.

Обычно, построение модели преследует конкретные цели, определяющие её детальность и содержание. Цифровое воспроизведение залежи в палеоканале имеет свои методологические особенности, которые необходимо учесть на этапах построения и адаптации модели. Это в первую очередь связано с геометрическими параметрами канала и с его прогнозируемым положением в пространстве, с условиями седиментации, определяющими связанность отдельных пропластков. А также с корректностью распределения насыщения коллектора по причине часто встречающихся для таких отложений залежей литологически-экранированного типа и редкой охарактеризованности керном и соответствующими исследованиями. При выполнении гидродинамического моделирования важно соотносить данные гидродинамических исследований с имеющейся геологической моделью, потому как по их результатам можно уточнить проводимость и расстояние до истинных границ палеоканалов, определить связанность пласта по интерференции скважин, оценить эффективность проектируемой системы ППД.

Диалектика исходных данных 2.1.

В менеджменте существует правило «Garbage in – garbage out» (пер.

анг. «мусор на входе – мусор на выходе»), успешно приживающееся в обиходе инженеров. Невозможно ожидать удовлетворительных прогнозов распространения коллектора, обоснования процессов фильтрации, начальных дебитов скважин и темпов падения без базы данных качественных исследований и замеров. Однако, даже в случае технически и технологически корректно выполненных исследований, остается погрешность за счёт множества допущений. Инженеры используют их для отождествления реальной системы «пласт-флюид» с некой совершенной системой, описываемой уравнениями, что способствует накоплению ошибки.

В связи с этим, для инженера-разработчика наиболее информативными будут описания изменчивости свойств, степени неоднородности, невыдержанности, а относительные показатели и сравнительные характеристики будут более показательными при описании пласта, чем абсолютные значения.

2D и 3D сейсморазведка, исследования керна (стандартные и специальные), ГИС в открытом и закрытом стволе, глубинные и поверхностные пробы и замеры показателей разработки являются базовыми источниками получения данных. В то же время они являются и основными источниками неопределённости, изначально содержащими в себе погрешности вычисления исходных характеристик пласта [38]. Рассмотрим эти источники информации подробнее.

2.1.1. Данные 2D и 3D сейсморазведки

2D и 3D сейсморазведка является единственным методом определения пространственного поведения пласта и наиболее ценна на этапах разведки и разбуривания месторождения. Многократные практики на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, в подавляющем большинстве случаев констатируют более точный прогноз структурных построений на основании скважинных данных. Однако, в связи со всё более интенсивным вводом в разработку залежей с высокой степенью неоднородности, для месторождений с редким размещением скважин (например, только поисковоразведочный фонд) прогнозирование межскважинного пространства может привести к ошибке критической для принимаемых решений о стратегии освоения и эксплуатации месторождения. Данное утверждение актуально и для зрелых многопластовых месторождений с широким этажом нефтегазоносности на этапе поддержания добычи, за счёт вовлечения в разработку залежей второго и последующих приоритетов, где мониторинг выработки запасов может быть осуществлён в том числе посредством проведения 4D сейсмосъемки.

В то же время, само наличие данных 2D или 3D сейсморазведки не является гарантией появления ответов на вопросы о происхождении отложений, положении структурной поверхности и межфлюидных контактов, а также о латеральной и вертикальной изменчивости ёмкостных и литологических характеристик пласта. Помимо антропогенного фактора, это в первую очередь связано с вертикальным и горизонтальным разрешением сейсмической волны. Согласно закону Френеля, по результатам обработки данных сейсморазведки можно с уверенностью определить геометрические параметры только тех пластов, выдержанные мощности которых превышают половину длины возбужденной акустической волны исследования [39]. То есть для пластов, залегающих на глубинах -2600 а.о. м эта цифра близка к 18м. Стоит отметить, что на территории Западной Сибири множество объектов эксплуатации имеют меньшие не только эффективные, но и общие толщины. А значит, достоверность результатов интерпретации данного вида исследований с глубиной снижается.

сейсмика оправдывает себя при опоисковании латерально 3D неоднородных тел, к коим относятся палеоканалы. Можно ожидать характерное изменение скорости акустической волны при прохождении мощных отложений пористой среды коллектора, вмещённой в неколлектор.

Применительно к Вынгаяхинскому месторождению, использование данных обработки и интерпретации 3D сейсмоисследований позволило автору подтвердить гипотезу о наличии дополнительного питания залежи и обосновать наличие палеоканала за пределами утверждённого на момент начала исследований контура нефтеносности. Это положило начало идентификации, систематичному изучению и проектированию системы разработки нефтяной залежи в палеоканале на данном месторождении.

2.1.2. Данные ГИС в открытом и закрытом стволе Все существующие геофизические методы регистрируют физические и химические особенности среды (наличие радиоактивных элементов, содержание водорода и др.) и их отличие от вмещающих пород. Такие базовые свойства пласта как пористость и остаточная водонасыщенность, используемые в геолого-технологическом моделировании, вычисляются по полученным корреляциям имеющегося комплекса ГИС после калибровки на данные керна и описывают систему с некоторыми допущениями. В литературе отмечается [40], что наиболее эффективным комплексом ГИС для определения пористости признано сочетание акустического, нейтронного и плотностного каротажей. Взаимоучёт данных этих исследований не только с большей точностью определяет параметр пористости в пределах рабочего диапазона приборов, но и снижает вероятность некорректного определения ёмкостных свойств пласта в низко продуктивных коллекторах, коллекторах малой толщины, а также коллекторах смешанного флюидонасыщения.

Однако, фактически, в силу ограниченного распространения расширенного комплекса ГИС даже на современных месторождениях, наиболее часто используется методика определения пористости – через данные интерпретации каротажа самопроизвольной поляризации (ПС), который обладает меньшей чувствительностью к незначительным изменениям состава пород особенно для тонких прослоев, что изначально загрубляет истинную геологическую картину.

Дальнейшее определение свойств, в частности, проницаемости, носит ещё более субъективный характер. Нередки ситуации существенного (в разы и даже на порядки) отличия проницаемости, определенной по ГИС и, соответственно, распространенной в геологической модели, от той, которая получается в гидродинамической модели в ходе её адаптации. В связи с чем, большинство инженеров-разработчиков задаются целью выявления и обоснования неоднородностей пласта, для понимания характера и причин потенциального осложнения процесса вытеснения. Для чего применяется практика адаптации поля проницаемости либо на данные опробований, при которых регистрируются параметры неустановившегося притока (то есть проницаемость определяется с высокой погрешностью), либо на данные истории эксплуатации скважин, которые могут не характеризовать отдельные объекты в пределах месторождения, как в случае наличия палеоканалов. По этой причине до появления фактических данных испытаний или эксплуатации отложений такого типа, инженер-разработчик может судить об их продуктивности лишь по продуктивности вмещающих объектов и, как будет показано в главе 3 настоящей диссертационной работы, существенно ошибаться. Таким образом, для невыдержанных по площади залежей, важно накапливать базу аналогов, каким может служить пример Вынгаяхинского месторождения.

2.1.3. Результаты исследования керна

Единственным прямым методом определения свойств пласта можно назвать исследования керна. По результатам стандартных исследований появляется представление о слагающих пласт породах, его неоднородности, седиментологической обстановке, гранулометрическом и минералогическом составах, пористости и проницаемости.

При гидродинамическом моделировании не менее важно получить результаты специальных исследований керна, потому как степень взаимовлияния фильтрации в пористой среде двух и более фаз критично сказывается на прогнозах и зачастую является основной неопределённостью при обосновании эффективности системы разработки.

Важным этапом в понимании фильтрации является оценка фазовых проницаемостей [41-43]. Задача инженера-разработчика при моделировании объекта оценить качество лабораторных данных относительной проницаемости, соблюдение процедур подготовки образцов керна, их очистки и исследования, а также учёт типа изучаемого продуктивного пласта и тех неоднородностей, которые будут влиять на процесс вытеснения нефти [44-45]. Выполнить корректное масштабирование кривых относительных фазовых проницаемостей от размера образца керна до ячеек гидродинамической модели. Залежи причудливой формы, такие, например, как залежи, приуроченные к палеоканалам, редко могут быть охарактеризованы керном, в силу своего латерально ограниченного распространения. В связи с чем остаётся восстановить кривые относительных фазовых проницаемостей по внешним признакам: тип коллектора, типичные диапазоны остаточной насыщенности фаз, наиболее вероятный Кори-фактор (степень изгиба кривой фазовой проницаемости) для коллектора, обладающего предполагаемым гранулометрическим составом. При наличии сомнений относительно достоверности или репрезентативности имеющихся лабораторных измерений, традиционной практикой является сравнение полученных результатов с данными из независимых источников других месторождений-аналогов и калибровка на исторические данные.

Определение и распространение насыщенности2.1.3.1.

Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении водой (Sorw), наряду с остаточной водонасыщенностью, являются параметром первостепенной важности при заводнении, поскольку определяет величину подвижной нефти через коэффициент вытеснения (Квыт). При рассмотрении процесса увеличения нефтеотдачи пласта, в частности при привлечении нетрадиционных методов увеличения нефтеотдачи (полимеры, щелочи, теплоносители), показатель Sorw (и его изменчивость в присутствии агента) часто имеет решающее значение для оценки экономической целесообразности проекта [46].

Актуальность оценки остаточной нефтенасыщенности тем выше, чем неоднороднее разрез, по причине различия структур порового пространства различных соседствующих пород. В таких случаях важно понимать фактический объем подвижного флюида, для оценки коэффициента вытеснения и, следовательно, КИН. Проблемой является то, что оценка данного параметра выполняется с высокой долей погрешности даже для консолидированного керна. Керновый анализ, ГИС в открытом стволе (при уплотняющем бурении) и в закрытом стволе и индикаторные исследования могут быть использованы для снижения существующей неопределённости величины остаточной нефтенасыщенности.

Дальнейшей задачей стоит распределение насыщенности в объёме пласта. И зарубежные [47] и отечественные [48] учёные рекомендуют и популяризируют метод восстановления насыщенности от зеркала свободной воды по J-функции, как наиболее корректный способ задания насыщенности.

Такая модель восстановления насыщения использовалась автором при работе с моделями месторождений с подошвенной водой (модель залежи неокомского и волжского ярусов месторождения им. Ю. Корчагина, 2013г.

Сопоставление влияния геологических представлений и их [49]).

компьютерной реализации на степень неопределенности прогнозных показателей представлены автором в [50]. Однако, по причине отсутствия керна и следовательно исследований капиллярного давления на изучаемом в настоящей диссертационной работе объекте использовалась равновесная инициализация по кривой капиллярного давления вмещающих пород с последующей адаптацией насыщения на данные эксплуатации (по мере их появления).

2.1.4. Замеры пластового давления, градиента давления

Для измерения давления могут использоваться источники данных различных видов, основными из которых являются:

Прямые измерения статического давления [46]. На практике из-за 1.

недостаточной подвижности флюида редко достигается полное восстановление давления. Но даже при частичном достижении целей исследования, они могут быть весьма информативными, формируя собственную базу данных. В таких случаях непротиворечивость данных оказывается не менее важной, чем точность, поэтому величина снижения давления в результате истощения пласта (Р) зачастую важнее, чем точность показателей абсолютного давления. Так, на разрабатываемых объектах формируется понимание о связанности отдельных зон или объектов.

Данные давления по результатам гидродинамических исследований 2.

скважин [46]. Во всех, даже самых неблагоприятных случаях, результаты исследований восстановления давления в скважинах можно рассматривать как нижний предел фактического пластового давления. Дальнейшие теоретические изыскания, связанные с определением среднего давления с участием безразмерных функций P(t) или использованиtv метода Хорнера, сильно зависят от понимания формы зоны дренирования, расположения скважины в пределах данной зоны.

Для палеоканалов вопрос определения формы зоны дренирования является ключевым, который уточнен по результатам анализа характерного поведения кривой производной давления. Впоследствии, основываясь на результатах гидродинамических исследований скважин могут быть скорректированы подсчётные параметры запасов относительно оценки, выполненной по результатам сейсмической интерпретации. Поэтому проведение ГДИ является обязательной рекомендацией при проектировании залежей палеоканалов, направленной в первую очередь на уточнение структурного фактора и следовательно величины запасов.

Замеры пластоиспытателем на кабеле [46]. Результаты MDT, XPT в 3.

неразрабатываемых продуктивных пластах позволяют получить достоверные и точные замеры первоначального пластового давления, определить положение межфлюидных контактов. В случае использования пластоиспытателя на разработатываемых пластах у геологов и разработчиков появляется возможность оценить фактическую сообщаемость отдельных элементов продуктивного пласта и степень их выработки. И наконец, немаловажно отметить использование данного метода исследования в качестве калибровки данных ГДИС, поскольку в тех случаях, когда существует большая разница давлений между отдельными продуктивными пластами, значение давления, полученное по результатам интерпретации совместного испытания всех объектов, может иметь мало практического смысла.

Особенности моделирования палеоканалов 2.2.

Создание комплексной геологической модели пласта является одной из самых фундаментальных задач в процессе изучения коллекторских свойств как в плане объема работы, так и в плане влияния на конечные результаты.

Эта задача тем более актуальна для высоко неоднородных тел, имеющих слабую латеральную выдержанность, таких как палеоканалы.

2.2.1. Особенности геологического моделирования

Палеоканалы могут содержать высокопродуктивные коллекторы нефти и газа. Однако, на ряду с высокими общими и эффективными толщинами, хорошими фильтрационно-ёмкостными свойствами, они характеризуются значительной внутренней неоднородностью и сложностью геологического строения. Данные особенности предопределяют использование определенных методик и алгоритмов для воспроизведения их строения в трехмерных геологических моделях.

Последовательность процессов построения геологической модели:

Структурная модель (создание карт кровли пласта и модели распределения тектонических нарушений);

Стратиграфическая модель (внутрипластовая корреляция, построение трехмерной стратиграфической сетки);

Литологическая модель (деление пласта на фации и определение свойств, использование правильных стохастических методов) Моделирование неоднородности коллектора (определение наличия, распространения и влияния неоднородности).

направлена на адекватное отображение межскважинного пространства с использованием математических алгоритмов [51]. Для адекватной оценки размеров, внутреннего строения, неоднородности и гидродинамической связности залежи в палеоканале, требуется проведение детального фациального анализа, а реализация результатов научно-аналитического исследования – применения специальных методик [52].

С использованием данных интерпретации сейсмики отмечается качественное улучшение модели особенно высоко неоднородного пласта, что подтверждено многократными мировыми и отечественными [53-55] практиками, в т.ч. [3-4, 56]. Результаты анализа сейсмических атрибутов в определенных случаях позволяют с удовлетворительной степенью корректности выделить фациальные элементы каналов (например, флювиальных комплексов) в межскважинном пространстве. Это даёт возможность проводить фактически прямую трансформацию выбранных атрибутов в фациальную модель. К сожалению, во многих случаях такие факторы, как качество и разрешение исходных данных сейсморазведки, низкая мощность пластов (или их низкая акустическая контрастность по сравнению с вмещающими породами) делают атрибуты слабо пригодными для описания неоднородности пласта.

При отсутствии информации о строении объекта по сейсмическим данным, моделирование межскважинного пространства целиком зависит от текущего представления о строении пласта и выбора корректной методики его моделирования [8, 57-58]. Задача подбора оптимальной методики сводится к выбору алгоритма и настройки его параметров таким образом, чтобы трёхмерная модель соответствовала текущим представлениям о геологическом строении объекта исследования и механизмах его формирования. Для моделирования каналов при наличии достаточного количества данных наиболее применимо объектное моделирование [8, 51] с контурами реального геологического объекта на базе сейсмических исследований, либо накопленной статистики объектов похожих форм, в случае наблюдаемой у них закономерности (например, русла рек). При отсутствии конкретных контуров каналов обычно применяется стохастические методы, из которых наиболее часто используются алгоритмы пиксельного либо объектного моделирования.

а) б) Рисунок 2.1 – Пример использования алгоритма пиксельного моделирования

а) результата реализации алгоритма SIS, Schlumberger; б) алгоритм SIS, палеоканала, пласта БП12-1, Вынгаяхинское месторождение.

В пиксельных методах фациального моделирования конечный результат определяется заданной вариограммой и получаемые тела характеризуются неровной и изометричной геометрией (рис. 2.1), что может быть хорошим приближением для палеоканала.

Алгоритм последовательного индикаторного моделирования, реализованный в основных широко распространенных геологических симуляторах (SIS в Petrel компании Schlumberger и Indicators в Irap RMS компании Roxar) – наиболее часто применяемый из пиксельных методов.

Возможности использования в нём вторичных трендов и вероятностных карт позволяют контролировать пространственное распределение фаций и получать геологически содержательные результаты [57], в частности, для моделирования отложений русел или меандрирующих рек [8].

Алгоритмы объектного моделирования позволяют создавать тела, схожие по геометрии с конфигурацией активных русел рек на основе созданного банка данных (рис. 2.2.).

Рисунок 2.2 – Исходные параметры и пример реализации алгоритма объектного моделирования русел [51].

В тех случаях, когда морфология моделируемых объектов не имеет выраженной закономерности к повторению и скорее характеризуется индивидуальной геометрией, как в случае объекта БП12 Вынгаяхинского месторождения (рис. 3.10), воссоздание отложений опирается на современные аналоги, сейсмические прогнозы межскважинного пространства и опыт геолога.

Использование как объектных, так и пиксельных методов требует определения параметров моделируемых объектов в соответствии с представлениями о размерности, геометрии и других особенностях системы, где они сформировались. Однако при отсутствии высококачественных сейсмических атрибутов (3D высокой кратности, 4D) и ограниченности скважинных данных последнее может быть весьма затруднительным. В таких случаях необходимые предположения могут быть сделаны путём подбора и изучения аналогов, которые формировались в сходных условиях. Можно использовать либо данные по изучению аналогичных пород в обнажениях, либо современные обстановки осадконакопления, анализируемые по космолибо аэрофотоснимкам. Выбор правильного аналога позволяет определиться с оптимальным алгоритмом моделирования и подбором его параметров (геометрические размеры, повторяемость отдельных элементов отложений, вариограммы и т.д.). Так в таблице 2.1. по материалам [8] систематизирован пример использования различных алгоритмом моделирования одной геологической обстановки, содержащей элементы каналов. Определение правильного аналога может быть весьма неоднозначным и субъективным [7, 57-58].

Важнейшим результатом выполненной систематизации является присуждение высшего приоритета природе отложений, определяющей подход к их цифровому отображению. Для минимизации человеческого фактора при моделировании, важно осознать имевшие место процессы и выбрать соответствующий метод пространственного наполнения модели.

При работе с Вынгаяхинским месторождением после обоснования положения и идентификации палеоканала, его моделирование осуществлялось с использованием пиксельных методов в пределах полученных по 3D сейсмическим прогнозам контуров тел (рис. 2.10).

–  –  –

На примере Ковыктинского месторождения [8].

2.2.2. Особенности фильтрационного моделирования При решении задач методом гидродинамического моделирования, прежде всего, необходимо выбрать фильтрационную модель, руководствуясь физико-химическими свойствами флюидов, насыщающих пласт, и характером моделируемого процесса разработки. Выбор фильтрационной модели обуславливается целью исследования и точностью входных данных о свойствах пласта и флюида и об объекте в целом (качество промысловых данных, положение границ, наличие разломов и др.). Исходя из этого, выбирается количество и детальность моделируемых фаз, а также размерность сетки модели [59].

В рамках данного исследования рассмотрена залежь БП12 Вынгаяхинского нефтяного месторождения. Физико-химические свойства которой представлены в таблице 3.1. (Глава 3).

Из таблицы можно сделать следующие выводы:

Нефть, насыщающая данный коллектор, относится к категории легких.

1.

Флюид с указанным газосодержанием не нуждается в детализации 2.

компонентного состава как добываемой нефти, так и выделившегося попутного газа, так как при достижении системой критического состояния, характеризующего фазовое превращение, с допустимой точностью можно утверждать, что высвобождающийся газ обладает устойчивым составом и может быть описан как отдельная фаза наравне с дегазированной нефтью.

При имеющейся вязкости, реализация термического воздействия не рассматривается, что обесценивает данную опцию. Закачка поверхностноактивных веществ для увеличения нефтеотдачи имеет отрицательную доходность и не рассматривается недропользователем. Модель нелетучей нефти, в основе которой заложено уравнение материального баланса в сочетании с уравнением движения – законом Дарси и классическим уравнением состояния Менделеева-Клайперона, наиболее точно отвечает поставленным требованиям. В связи с чем, в рамках данной работы была применена классическая PVT-модель нелетучей нефти – модель Black-oil.

2.2.3. Моделирование процессов в призабойной зоне пласта

–  –  –

Выделяют две принципиальные задачи, которые решаются при моделировании гидравлического разрыва пласта (ГРП) [59]:

Расчёт образования трещины (или трещин) гидроразрыва, включая 1.

размеры, ориентацию, параметры раскрытия.

Расчёт фильтрационных процессов и показателей разработки после 2.

проведения гидроразрыва.

Для решения первой задачи используются модели, детально описывающие систему «пласт - скважина» – фильтрационные модели дополнительно учитывающие напряжения и деформации породы или специально построенные синтетические геомеханические модели, зачастую, включающие одну скважину с незначительной, достаточной для анализа, призабойной зоной.

Для решения второй задачи геометрия трещины и описание механических свойств породы не так важны, как прогноз прироста дебитов после проведения операции.

В таких случаях задание гидравлического разрыва пласта, равно как и других мероприятий по интенсификации притока в призабойной зоне пласта, в моделировании осуществляется двумя принятыми способами [60]:

Явно: посредством локального измельчения сетки (Local 1. grid refinement) вблизи скважины и искусственном (принудительном) изменении в околоскважинной зоне фильтрационно-ёмкостных свойств, имитирующих распространение трещины.

Неявно: изменением скин-фактора во вскрываемых скважиной ячейках, 2.

либо изменением коэффициента вскрытия ячеек в скважине [38].

Если ГРП является типичным мероприятием на исследуемом месторождении, то явное его моделирование приводит к значительному увеличению активных ячеек в модели, и, следовательно, к увеличению времени расчёта, подчас кратному. В то же время, существуют исследования, доказывающие, что в моделях нелетучей нефти показатели прогноза имеют низкую чувствительность к способу задания ГРП. Это связано с тем, что изменение радиальных фильтрационных потоков на линейные и билинейные (рис. 2.3) не приводит к появлению турбулентности в пределах созданной трещины, что характерно для газовых и газоконденсатных месторождений, и критично для трассирования компонентов тяжёлых фракций С5+ и выпадения конденсата в околоскважинной зоне. Следовательно, намеренное усложнение модели нецелесообразно.

–  –  –

В силу низких фильтрационных свойств пластов, повсеместная практика на месторождениях ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-МУРАВЛЕНКО» (за исключением случаев высокой вероятности прорыва газа или воды) включает ГРП на эксплуатационном фонде непосредственно при освоении скважин. В связи с этим возникает необходимость оценки величины скин-фактора для моделирования прогнозных показателей работы скважины [61].

При выполнении дизайна ГРП в специализированных программных продуктах (FracCad, FracCate и др.) рассчитывается проектный достигаемый геометрический скин-фактор, зачастую ниже -6 (от -5,8 до -7,2 по данным отчётов по дизайну ГРП месторождений Ноябрьского региона, ЯНАО).

Однако напрямую закладывать эту информацию в модель ошибочно, так как следует учесть загрязнение призабойной зоны от:

разложения геля ГРП, его фильтрации в пласт и осаждения на 1.

поверхности трещины;

дробления некоторой доли проппанта, выноса его и мелких частиц 2.

породы и закупоривания трещины;

промывочных жидкостей при освоении скважины после геологотехнического мероприятия (ГТМ).

На практике крайне редко появляется возможность оценить приобретенный после ГРП скин-фактор посредством гидродинамических исследований, поскольку для их проведения требуется дополнительный простой скважины после операции ГРП, на что представители нефтедобывающей компании идут неохотно. Поэтому обычно скин-фактор определятся расчетным путём через приросты дебитов.

Зачастую, в силу низких фильтрационно-ёмкостных свойств пласта, гидроразрыв пласта проводят при освоении скважины и оценить приобретённый скин-фактор становится практические невозможно, в связи с отсутствием информации о работе скважины до ГРП. Для таких случаев, существуют накопленные статистические данные расчетных скин-факторов в зависимости от степени выполнения проектного дизайна операции ГРП.

В гидродинамической модели скин-фактор присуждается скважине на длительный период. Обычно практика ступенчатого наращивания скинфактора в процессе разработки не применяется. Вместо этого применяется унифицированное значение скин-фактора, которое будет наиболее вероятно для скважины во время длительного периода эксплуатации. В модели, выполненной в рамках данной диссертационной работы скин-фактор после ГРП был предварительно согласован с соответствующими службами ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и принят на уровне -3,5.

Адаптация модели к промысловым данным 2.2.3.3.

Один из наиболее значимых этапов гидродинамического моделирования – адаптация модели на исторические данные разработки залежи.

Этап настройки модели включает ряд итеративных расчётов (прогонов), в ходе которых уточняются данные геологической модели:

качество распределения свойств, корректность внутрипластовой корреляции и параметры, характеризующие движение пластового флюида: фазовые проницаемости, физико-химические свойства, исторические промысловые данные и др.

Общепризнанная проблема промысловых данных прошлых лет (более 15-20 лет) – высокая недостоверность. Они особенно нуждаются в тщательной верификации, в том числе обращение к первоисточнику (бумажным носителям) на месторождении и делам скважин. После удаления необоснованных замеров требуется провести корректное осреднение данных на шаг моделирования, обращая внимание на запуски/остановки скважин и их достоверное отображение в модели. Следует максимально учесть данные проведённых физических (обводнённость, термометрия), химических (состав и минерализация попутной воды) и гидродинамических (устьевые и забойные замеры) геолого-технических мероприятий.

А также результаты специальных исследований:

промыслово-геофизических (оценка профиля притока/приёмистости, 1.

наличие внутрипластовых и межпластовых перетоков, вертикальное сеймопрофилирование);

гидродинамических (регистрация кривых восстановления/падения 2.

давления, снятие кривых восстановления уровня, гидропрослушивание);

трассерные исследования.

3.

Во многих работах [38, 46, 59 и 62] освещаются принципы корректной адаптации гидродинамической модели к промысловым данным. Принимая данные методологические указания, автор выполнила построение (рис. 2.6.) и адаптацию гидродинамической модели объекта БП12 Вынгаяхинского месторождения, которая стала возможна после добавления к модели объемов палеоканала.

Рисунок 2.6 – Куб нефненасыщенности.

Гидродинамическая модель объекта БП12 Вынгаяхинского месторождения до бурения палеоканала.

–  –  –

Время с начала разработки, дни Рисунок 2.7 – Сходимость добычи нефти. Фактические и модельные значения объекта БП12 до бурения палеоканала.

Качество адаптации представлено на рис. 2.7. В целом наблюдается хорошая сходимость по нефти и жидкости. Однако в моменты ввода новых скважин наблюдается занижение параметров по модели относительно исторических данных. Тщательная проверка причин такого поведения привела автора к выводу о наличии дополнительного питания залежи, так как пластовое давление в отдельных частях модели стремительно снижалось до неправдоподобных значений, чего не наблюдалось по факту эксплуатации.

Причинами служили первоначальные ошибочные представления о форме (геометрии) залежи, реализованные в модели, в которой наблюдался недостаток порового объема для обеспечения работы новых скважин.

Подробнее данный этап работ описан в главе 3 настоящей диссертационной работы.

Современные тенденции в геолого-технологическом2.2.3.4. моделировании

По мере развития моделирования эволюционирует и методология моделирования, регламентируются подходы к сортировке и отбраковке исходной информации, а также методики учёта разномасштабных исходных данных (3D сейсмика, керн, ГИС, ГДИС, промысловые работы) в моделях.

Так, в [62] приводится сравнение распространенной в отрасли процедуры создания гидродинамической модели и подхода к построению действующей геолого-технологической модели, характеризующейся реалистичностью, адаптивностью и высокой прогнозной способностью (рис. 2.9). Подход Б на рисунке 2.8. декларирует необходимость постоянной и совместной работы разнопрофильных специалистов в процессе создания конечного продукта – геолого-технологической модели. К данному подходу на базе полученного опыта и результатов внедрения призывают все современные публикации.

Данный подход показал свою уникальную эффективность при обосновании и сопровождении внедрения идей и предложений автора на производстве, что отмечено как научными, так и производственными структурами в соответствующих письмах о внедрении (Приложения №№ 1-3), грамотой II степени в конкурсе в сфере интеллектуальной собственности в номинации «Лучшее решение среди молодых специалистов общества» и дипломом I степени IX Творческой конференции молодых специалистов за доклад «Влияние геологических представлений на эффективность разработки резервуара Вынгаяхинского месторождения, БП12». После обоснования наличия палеоканала, возникла необходимость постоянной актуализации геолого-технологической модели.

–  –  –

Рисунок 2.8 – Традиционный (а) и рекомендуемый (б) подход к созданию 3D модели пласта.

На рис. 2.9. приведено сравнение модели до бурения и после бурения первых скважин палеоканала. Скв. 2113 указана в качестве ориентира.

Рисунок 2.9 – Сравнение моделей до идентификации палеоканала и после подтверждения его бурением Развиваются и систематизируются новые подходы к моделированию.

Так авторы [63] развивают идею моделирования не абсолютного, а эффективного порового пространства, основанную на факте отсутствия в природе абсолютных неколлекторов. Включение в модель коллекторов с параметрами фильтрационного-ёмкостных свойств ниже граничных значений соответствующим образом сказывается на обменных процессах в залежи: приводит к переоценке эффективности естественных режимов разработки и выбранных систем поддержания пластового давления. Для расчёта таких моделей требуются существенно большие вычислительные мощности, тем не менее, их использование может качественно улучшить прогнозную способность геолого-технологической модели [49].

Технологии исследования и методики интерпретации результатов исследований скважин развиваются более 50 лет и широко используются на практике. Однако в настоящее время они не отвечают возросшим требованиям компьютерного моделирования, так как развивались и использовались в рамках теории однофазной фильтрации. Некоторые разработчики на данный момент рекомендуют промысловые эксперименты по определению относительных фазовых проницаемостей в масштабе пласта Создание в призабойных зонах скважин двухфазных [64].

разнонаправленных фильтрационных потоков позволяет, наряду с традиционными параметрами, определять ОФП для нефти, газа, воды и капиллярные давления при действующих термобарических условиях.

Принудительные режимы эксплуатации скважин, дренирующих водонефтяные зоны и нефтяные оторочки и вызывающих обводнение и загазовывание добываемой продукции, позволяют (кроме обычных параметров) также находить ОФП для нефти, газа и воды в пластовых условиях. При этом снимаются проблемы определения ОФП на кернах при наличии сероводорода, ртути и т.д.

Развитая методология 2D и 3D (за счёт разнесения по вертикали забоев возбуждающей и реагирующих скважин) гидропрослушивания позволяет определять проницаемость во всех направлениях (kx, ky и kz). Так, данные ГДИС на Сузунском месторождении (Красноярский Край, Западная Сибирь) позволили четко установить латеральную анизотропию свойств и увязать полученные данные с особенностями седиментогенеза и положением источника сноса осадочного материала Важность [65]. 3D гидродинамических исследований скважин заключается в том, что они исключают наблюдающийся волюнтаризм, например, в задании kz при 3D моделировании равным 0,1 от проницаемости по латерали.

Последним критичным моментом в моделировании тел с высокой степенью неоднородности, таких как палеоканалы, является вопрос вертикального и горизонтального апскейлинга. Многими авторами [38, 59, 63] масштабирование сетки рекомендуется лишь в случае его острой необходимости. Наиболее важно сохранить размерность геологической модели в пределах залежи нефти (газа). Избыточно мелкая сетка за пределами залежи не требуется по причине более низкого приоритета и низкой достоверности параметров из-за обычного отсутствия данных из водонасыщенной части пласта, что естественным образом допускает упрощение модели.

2.3. Проектирование системы разработки залежей в палеоканалах 2.3.1. Обзор систем заводнения Существует множество классификаций систем заводнения. В данной диссертационной работе автор воспользовалась классификацией, предложенной И.М. Бакировым [66], сформированной по наличию или отсутствию симметрии в элементах заводнения (регулярные/нерегулярные) и по характеру размещения (равномерные/неравномерные) нагнетательных скважин по залежи (рис. 2.10). Задавшись целью определения особенностей разработки залежей с высокой степенью неоднородности, такие как палеоканалы, обозначим для начала круг применимости регулярных систем.

Разработка залежей нефти в условиях регулярных равномернорассредоточенных систем заводнения (рис. 2.10) приводит к значительной рассредоточенности остаточных запасов. И.М. Бакиров [66] приходит к выводу, что применение систем заводнения такого вида невозможно в сильно прерывистых, низкопродуктивных и линзовидных коллекторах, но их реализация возможна на достаточно изученных месторождениях или если в регионе имеется опыт разработки месторождений аналогичными системами.

Рисунок 2.10 – Схема классификации методов заводнения [66].

Рядные системы разработки (системы с прямоугольным элементом симметрии) делят залежь рядами нагнетательных скважин на блоки самостоятельной разработки. Нечётное число рядов добывающих скважин обеспечивает впоследствии стягивание запасов к центральному ряду за счёт перевода под нагнетание рядов обводнившихся скважин. Вытянутые в определённых направлениях элементы рядных систем заводнения целесообразны для практического применения в случае явно выраженной латеральной анизотропии коллекторских свойств пласта. Рядные системы могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о геолого-физических особенностях пластов отсутствуют. Недостаточный учёт геологической неоднородности при реализации рядных систем может быть в значительной степени восполнен в процессе совершенствования системы.

Каждый вид систем заводнения имеет множество разновидностей различной интенсивности, под которой обычно понимают отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих. Показатели интенсивности для разновидностей регулярной системы приведены в таблице 2.2.

Существуют два простых типа размещения скважин при регулярной равномерно рассредоточенной системе заводнения в виде пятиточечной и семиточечной элементарных ячеек, добывающие скважины которых расположены по контуру окружности или эллипса. Остальные более сложные разновидности заводнения можно получить на основе этих двух элементарных ячеек, окружая их добывающими скважинами, расположенными по контуру второго, третьего кругов или эллипсов.

Таблица 2.2 Показатель интенсивности различных систем заводнения Интенсивность систем Схема размещения скважин заводнения

–  –  –

Ссылаясь на выполненное в [66] сравнение технологических показателей систем заводнения, следует отметить, что для систем с одинаковой интенсивностью (рядные/равномерно рассредоточенные) они отличаются незначительно и обеспечивают приблизительно равный КИН и ВНФ (водо-нефтяной фактор). По темпам отбора более предпочтительны равномерно рассредоточенные системы заводнения, а по конечному КИН и отборам жидкости – рядные.

–  –  –

Рисунок 2.11 – Схема адаптивной системы разработки.

а) планируемая система нерегулярного заводнения; б) реализованная система заводнения после бурения.

В конечном счёте, как видно из рисунка 2.11., скважины размещаются по площади неравномерно, что снижает результативность описания системы разработки показателем интенсивности или делает его невозможным. Такое заводнение применяется при значительной зональной (латеральной) неоднородности пластов, выражающейся в различной степени распространения коллекторов, наличии участков с разной продуктивностью и др. Избирательное заводнение в процессе мониторинга системы заводнения может модифицироваться в очаговое заводнение, которое применяется как дополнение к другим видам заводнения, если они не обеспечивают воздействие закачкой воды по всей площади объекта (рис. 2.10). Под нагнетательные скважины выбирают такие из числа добывающих, которые в основном свою задачу уже выполнили или, в случае особой необходимости, бурят новые. Центральное заводнение применяется для усиления воздействия на центральную часть залежи как дополнение к законтурной (приконтурной) системе заводнения.

2.3.2. Формирование системы разработки с учётом трещин ГРП

Каждая из вышеперечисленных систем разработки отличается определённой сформированной структурой фильтрационных потоков, которая может (и, как показывает практика, зачастую так и происходит) быть искажена трещинами ГРП или авто-ГРП – техногенными незакрепленными проппантом трещинами, созданными нагнетанием воды в пласт при давлении выше давления разрыва породы. Средняя полудлина создаваемых трещин ГРП постоянно увеличивается, достигая на сегодняшний день 100-150 м [67].

Организация эффективной системы заводнения в таких условиях зависит от ориентации трещин, определяющих приоритетные направления фильтрации в элементах заводнения. Поток вблизи скважины, осложнённый трещиной ГРП, резко отклоняется от радиального и описывается как линейный или даже как билинейный, в случае резко отличных фильтрационных параметров пласта и трещины (рис. 2.3). Следовательно, трещины необходимо рассматривать в качестве протяжённых геометрических объектов, участвующих в процессе разработки.

Как описывалось в главе 2.2.3. и подтверждается авторами [67], в настоящее время не существует простых моделей для описания систем заводнения с явным учётом эффекта ориентации трещин ГРП. Важнейшей особенностью образования трещин ГРП является ориентация горизонтальных напряжений в пласте, которая в будущем будет определять эффективность всей системы разработки. В качестве первого источника данных обычно служат региональные изыскания о преимущественном направлении максимального и минимального горизонтальных стрессов.

Фактическая ориентация может быть уточнена по результатам геофизических исследований (сейсмических, акустических и др.), а также исходя из анализа динамики разработки скважин [68-69].

Существование выраженного направления фильтрации приводит к потере изотропности пласта, поэтому описание систем разработки с помощью симметричных площадных элементов становится затруднительным. Решение, которое предлагают авторы [67], заключается в представлении площадных систем в виде рядных, что возможно при допущении существования не только нагнетательных или добывающих рядов, но и рядов, состоящих из скважин обоих типов, чередующихся в том или ином порядке (рис. 2.12).

При возможности образования или при проектировании трещин ГРП этим следует вдумчиво воспользоваться и адаптировать систему разработки под них, в том числе оптимизировать её за счёт увеличения расстояния между скважинами в рядах и уменьшения расстояния между рядами. Что приведет к повышению темпов отбора и увеличению времени прорыва воды в трещины ГРП, а в высоко расчленённых пластах позволит вовлекать в разработку объемы нефти, находящиеся в изолированных прослоях, или линзах [67].

–  –  –

Трещины ГРП на добывающих скважинах и авто-ГРП на нагнетательных скважинах (размеры которых могут значительно превышать длину закреплённой трещины ГРП в добывающих скважинах и зависеть не только от геомеханических свойств пласта и режимов эксплуатации скважин, но и от характера распределения пластового давления в окрестностях трещины) увеличивают эффективную плотность сетки скважин, создавая подобие их более плотного размещения.

2.3.3. Особенности формирования систем разработки залежей в палеоканалах Высокой степень латеральной (зональной) неоднородности залежи определяет специфику её освоения и собственно выбор системы разработки.

В частности, для залежей в палеоканалах любые регулярные системы разработки обнаруживают свою низкую эффективность [61, 66, 70] и из описанных видов наиболее подходящими представляются избирательные виды нерегулярных систем заводнения. Между тем, поддержание пластового давления является ключевой задачей при разработке нефтяных залежей в палеоканалах по причине определённого особенностями седиментации ограниченного водонапорного горизонта (вероятно крайне неактивного).

Первейшей задачей можно определить поиск залежей в палеканалах.

В отсутствии априорных данных для выявления и прогнозирования залежей в палеоканалах, признаками их наличия (обособленных или вмещённых в другие отложения) могут быть скважины, характеризующиеся:

Различным насыщением на одних и тех же гипсометрических 1.

отметках;

Высокой изменчивостью толщин вплоть до полного 2.

непрогнозируемого отсутствия коллектора;

Резко отличающимися продуктивностями по зонам [71];

3.

Различной динамикой обводнения [71];

4.

Различными коэффициентом и динамикой приёмистости (за счёт 5.

реакции глинистых частиц отдельных фаций на нагнетаемый агент)[71];

Отсутствием интерференции [71].

6.

Согласно вышеперечисленному, к залежам, приуроченным к палеоканалам, допустимо применить решения, изложенные в [72] как обобщающие рекомендации при разработке трудноизвлекаемых запасов.

Авторы трудов [72] предлагают проектировать инновационные и адаптивные системы разработки. Идея инновационных систем разработки заключается в установлении рациональных максимальных депрессий в добывающих скважинах и рациональных максимальных репрессий в нагнетательных скважинах со строгих контролем реализации проектного решения.

Адаптивные системы позволяют сочетать промышленный процесс добычи нефти и закачки воды с доразведкой геологического строения нефтяных пластов. Система позволяет оперативно на основе информации, полученной при бурении и исследовании скважин, изменять и совершенствовать сетку разбуривания скважин и схему размещения добывающих и нагнетательных, переходить от расчётного площадного заводнения к избирательному заводнению.

Полнота извлечения запасов нефти и вынужденный отбор вместе с нефтью больших объемов попутной воды прямо связаны с неоднородностью.

И следует различать неоднородность, созданную природой (естественную) и созданную человеком (наведённую). Зачастую человеческий фактор может вызвать существенное осложнение процесса разработки месторождения.

Принятие неверных решений может кратно усугубить природную геологическую неоднородность.

К таким решениям можно отнести [72]:

Проектирование не лучшей сетки размещения скважин, просто 1.

неравномерной или первоначально равномерной, но не обладающей устойчивой во времени равномерностью;

Некачественное бурение и освоение скважин, когда фактическое 2.

расположение забоев скважин хаотическим образом значительно отклоняется от проектного расположения на 50м и более (при расстоянии между соседними скважинами 300-400м) или частичное вскрытие эффективных толщин, оставляя часть нефтяных слоёв неосвоенными и не введенными в разработку, что приводит к хаотичному разрежению сетки скважин;

Ограниченная долговечность скважин, хаотический выхода их из 3.

строя, влекущий увеличение неотобранных извлекаемых запасов нефти;

Отсутствие удовлетворительного по точности контроля работы 4.

скважин (объёмов закачки и добычи, обводнённости продукции, забойных давлений), позволяющего принимать индивидуальные инженерные решения, регулировать режимы эксплуатации фонда, интенсифицировать добычу, оптимизировать систему ППД.

По причине высокой геологической неоднородности инженеры, ответственные за проектирование разработки нефтяных залежей в палеоканалах должны проектировать адаптивную систему разработки. Ведь своевременное научно обоснованное вмешательство в процесс разработки месторождения как средство против возникновения дополнительной неоднородности является ключевым преимуществом данной системы разработки.

Кроме того необходимо изначально проектировать не двумерную систему разработки (площадное расположение нагнетательных и добывающих скважин согласно выбранной схеме), а одномерную. То есть заполнять пространство палеоканала скважинами в один ряд, выбирая нагнетательные скважины из числа добывающих по результатам гидродинамических исследований или предварительной отработки на приток. Залежи в палеоканалах следует разрабатывать вертикальными скважинами, чтобы обеспечить равномерное вскрытие всей толщины и способствовать дальнейшей равномерной выработке пласта. Горизонтальные скважины способны обеспечить большие мгновенные дебиты, однако в силу ограниченной зоны дренирования, пластовое давление будет снижаться более стремительно.

Учитывая выводы главы 1 о положении линии палеоберега на территории севера Западной Сибири, направлении максимальных горизонтальных стрессов, с учетом выполненных расчётов на 3D гидродинамической модели и опыта освоения нефтяной залежи, приуроченной к палеоканалам, при разработке залежей данного типа, расположенных вблизи района исследования, рекомендуется применять на скважинах такой метод интенсификации притока как ГРП. Согласно сделанным выводам, трещина вероятнее всего будет создана поперек, а не вдоль, палеоканала, что обеспечит больший охват пласта вытеснением и неминуемо увеличит коэффициент извлечения нефти. Данный вывод особенно ценен, ведь неблагополучное развитие трещины ГРП вдоль палеоканала может привести к драматическим последствиям при разработке объектов исследуемого типа.

Ниже в таблице 2.3. автором в качестве основных выводов вышесказанного сведены главные геологические особенности отложений палеоканалов, определяющие условия их идентификации и разработки. Часть решений имеет множественное подтверждение в мировой нефтяной индустрии. Часть предложены автором настоящей диссертационной работы при научной поддержке научного руководителя и консультантов и обобщённо вынесены в качестве защищаемых положений.

–  –  –

Глава 3: Исследование особенностей идентификации нефтяной залежи в палеоканале на примере Вынгаяхинского месторождения, Западная Сибирь Как следует из выводов к главе 1 настоящей диссертационной работы, палеоморе, находившееся на территории Западной Сибири, в частности, в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, в период седиментации юрских и неокомских отложений, обеспечило многообразие и прибрежных и мелководно-морских обстановок осадконакопления, ставших впоследствии местами аккумуляции углеводородов. Основные разрабатываемые объекты большинства месторождений данного региона представлены барами и конусами выноса. Существенно реже в данном в случае и мировом масштабе [10, 77] встречаются палеоканалы различного генезиса. В таблице 2.3. указаны ключевые особенности идентификации и разработки нефтяных залежей в палеоканалах.

В рамках выполнения задачи повышения добычи и нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» автором работы на правах сотрудника отдела проектирования разработки месторождений и гидродинамического моделирования научно-технологического центра ООО «Газпромнефть-НТЦ» был выполнен анализ эффективности разработки нескольких пластов Вынгаяхинского месторождения (Территориальный проект по добыче нефти «Газпромнефть-Муравленко») [3-5,78-80].

Ключевыми результатами исследования явились следующие.

За счёт комплексирования данных гидродинамического моделирования 1.

и результатов 3D сейсморазведочных работ выполнено обоснование возможности развития за пределами текущего (на момент исследований) контура нефтеносности мощных тел палеоканалов в пласте БП12 Вынгаяхинского месторождения.

Подтверждение идей автора результатами фактического вскрытия 2.

изучаемого объекта более, чем 10 скважинами.

Анализ состояния разработки, продуктивности эксплуатируемых 3.

скважин привели к рекомендации о целесообразности корректирования системы разработки.

Изменение стратегии разработки месторождения за счёт рационального 4.

вовлечения запасов палеоканала, обусловленного достоверной оценкой их потенциала.

Обеспечить научную поддержку обозначенного объёма работ способна мультидисциплинарная команда высококвалифицированных специалистов (приложение №2). Такая система взаимодействия создана и успешно функционирует в ООО «Газпромнефть-НТЦ». Затем, немаловажно обеспечить преемственность идей на производстве и их внедрение.

Благодаря вовлечённости геологической службы ООО «ГазпромнефтьМуравленко» и ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» идеи автора получили возможность последовательной осознанной реализации (приложения №№1-3). Налаженная система коммуникации позволила эффективно решить описанную ниже научно-практическую задачу.

3.1. Эволюция геологических представлений об объекте

–  –  –

Пласты БП12, в отличие от целевого пласта БП11-1, имеют не площадное строение и содержат несколько объектов разработки. В данной работе пласт БП12 принят в качестве объекта исследований вследствие недоверия автора к принятым к нему представлениям.

Объект БП12 (под объектом БП12 понимается наиболее крупный объект разработки данного пласта БП12) представлен двумя терригенными пластами БП12-1 и БП12-2, содержащими, согласно пересчёту запасов [81], залежи различного геологического происхождения. До проведения 3D сейсмики представление о геометрии пластов БП12-2, и особенно БП12-1 было неконкретным. Разработка велась в пределах указанного на рис. 3.2 контура, единого для обоих пластов.

На момент начала работы автора с объектом БП12 представления о нём характеризовались следующими данными:

средние вскрываемые общие мощности 20-25м, эффективные – 10-12м;

средний дебит нефти после вывода скважины на режим с учётом ГРП при освоении (нередко с последующими многократными повторными ГРП) составлял 20-25м3/сут;

по результатам анализа регистрации давлений в скважинах добывающего и нагнетательного фонда, сформированная система поддержания пластового давления имела невысокую эффективность.

Рисунок 3.2 – Карта изобар по объекту БП12 на 01.

01.2008. Линия А-А’ построения профиля по объекту.

Рисунок 3.3 – Геофизический разрез по линии А-А’, заливка кривой ПС характеризует результаты интерпретации качества насыщения пласта (коричневый цвет – нефть, зеленый – не ясно, голубой – вода).

При наличии высокой приёмистости, ростом пластового давления залежь характеризуется лишь на незначительном удалении от нагнетательной скважины. Ввод нагнетательной скважины не влиял или влиял незначительно (несравнимо меньше по сравнению с плановыми показателями) на продуктивные характеристики добывающих скважин. Данный факт (при исключении фактора непроизводительной закачки), свидетельствует о наличии высокой латеральной неоднородности. Геофизический разрез, представленный на рисунке 3.3 доказывает наличие вертикальной неоднородности, очевидна проблема определения насыщения в коллекторах, характеризующихся низким электрическим сопротивлением (пласты с низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами, пласты малой толщины).

Опасения наличия водяных прослоев не подтвердились результатами эксплуатации. На всём периоде эксплуатации наблюдалась низкая обводнённость добываемой продукции. Следовательно, интерпретируемая вода в насыщении является связанной. Величина связанной воды в тонких низкопроницаемых коллекторах, как правило, высокая. Фильтруемой фазой остается нефть.

а) б) Рисунок 3.4 – Представления о геометрии пластов БП12 после сейсмических исследований: а – пласт БП12-1; б – пласт БП12-2 [81].

После проведения масштабных 3D сейсмических исследований с последующей обработкой и интерпретацией, геометрия пластов была существенно уточнена (Рис. 3.4а и 3.4б). Появилось первое относительно четкое представление о распространении тел, было выделено два пласта БП12-1 и БП12-2, составляющие объект БП12. При этом оказалось, что пласт БП12-2 является баровым или «бароподобным» телом, в то время как у пласта БП12-1 основные продуктивные толщины представлены фациями палеоканала, частично прорезанного в теле залегающего ниже пласта.

палеоканалов. Пласт БП12-2 является баровым или, согласно [81], «бароподобным» телом, в то время как у пласта БП12-1 основные продуктивные толщины представлены фациями палеоканала, частично прорезанного в теле нижележащего пласта.

Важно подчеркнуть, насколько существенно увеличилось качество знания о геологической природе объекта с применением данных интерпретации 3D сейсмических исследований. И, следовательно, насколько изменились предпосылки к формированию стратегии разработки [4].

а) б) в) Рисунок 3.5 – Представление о геометрии пластов БП12. а – объект БП12 до сейсмических исследований [82]; б – пласт БП12-1; в – пласт БП12-2 после сейсмических исследований [81].

Из рис. 3.5 видно, что по результатам интерпретации 3D сейсмических исследований существенно изменился объем и перераспределилась плотность 1.

геологических запасов;

появились данные для корректной внутрипластовой корреляции 2.

пластов, обеспечивающей необходимое понимание взаимосвязанности фаций палеоканала и бара;

возникла концепция, в рамках которой стало возможным объяснить 3.

«противоречивые» данные гидродинамических исследований и историю работы единичных скважин.

–  –  –

добывающего фонда БП12. –– средний дебит жидкости, м3/сут, –– средний дебит нефти, м3/сут, –– средняя обводненность.

Стратегия разработки объекта БП12 была ориентирована на ввод новых скважин в удаленные зоны неразбуренной части пласта, где нет влияния работающих скважин, и текущее пластовое давление предположительно не значительно отличается от первоначального. Тем не менее, последние выполненные скважинные операции показали низкую эффективность, даже при возможности эксплуатации скважин при максимально допустимых депрессиях.

Так, в связи с низкой рентабельностью операций по освоению запасов объекта БП12, бурение по нему в целях поддержания производственных показателей и выполнения предписаний проектно-технической документации было приостановлено из-за очевидной убыточности.

Появление новой геологической информации, описанной выше на рис.

3.5, позволило автору систематизировать фонд скважин по фациям палеоканала и бара. Выполнен анализ показателей фонда по вскрываемым фациям, что позволило выявить устойчивую зависимость дебита от характера отложений (рис. 3.7). Так, средний дебит нефти скважин, вскрывших только БП12-2, сформированный баровым телом, отмечен на уровне 17,5 м3/сут (рис. 3.7а). Для скважин, вскрывших также и пласт БП12-1, то есть также и отложения канала, средний дебит нефти составил 37,5 м3/сут (рис. 3.7б).

Разница в средних показателях составляет более двух раз в пользу скважин, вскрывших в том числе и отложения палеоканала.

Данная зависимость, в первую очередь, безусловно, объясняется различной толщиной отложений, достаточной, чтобы уверенно оконтурить тела палеоканалов средствами сейсморазведки. Большой удачей считается наличие единичных скважин, пласты БП12-1 и БП12-2. Анализ их геофизического разреза, сопоставление его с привязанным сейсмическим разрезом, и главное, анализ показателей работы таких скважин послужил ориентиром и обоснованием к формированию новой стратегии разработки данного объекта [4].

37.5 60

–  –  –

а) б Рисунок 3.8 – Поля давлений пласта БП12-1 при адаптации первой гидродинамической модели; а). На начальный момент; б). После запуска пробуренных скважин.

Наряду с относительно корректными фильтрационными характеристиками, подтверждёнными сходимостью стартовых показателей добычи по скважинам, заложенные ёмкостные характеристики не обеспечивали сходимость фактической истории добычи в среднем и в долгосрочном периодах. В модели ощущался явный недостаток порового объёма. И данное наблюдение не могло быть решено незначительным изменением параметра пористости, это было бы недостаточной мерой.

Автором было сделано предположение, что залежь имеет питание, не учтённое в модели на этапе концептуального моделирования. То есть, предположение о существовании связанных с залежью дополнительных объемов коллекторов, которые обеспечивают не только поддержание пластового давления, какими могут являться водонапорные горизонты, но и, вероятнее всего, обеспечивают запасы углеводородов. Существует неизвестный источник, сообщающий известной залежи объемы углеводородов. Тогда совместно со специалистом по сейсмической интерпретации ООО «Газпромнефть-НТЦ» был выполнен анализ первоисточника новых утверждённых контуров – карты акустического импеданса. В результате найдено, что аномалии значений импеданса, свидетельствующие о наличии объекта с отличными от вмещающих пород физическими характеристиками среды, сохраняются и за пределами утверждённого контура залежи. Тем самым была обнаружена причудливость геометрии тела рукавообразной формы. По данным привлечённых сейсмических исследований в неразбуренной области, в зоне относительно пониженных толщин пласта БП12-2, было отмечено сложное, прерывистое, многоканальное тело пласта БП12-1 (рис. 3.9б).

а) б) Рисунок 3.9 – Сравнение тела палеоканала: а – подсчётный план пласта БП12-1 [81]; б – карта акустического импеданса в срезе, соответствующем пласту БП12-1 [83]. Синяя линия на рис. 3.9а – линия геофизического профиля, представленного на рис. 3.11.

Как следствие, появилось обоснование несходимости результатов моделирования и истории разработки, стала достижимой адресная оценка зоны дренирования и контура питания скважин.

Совместно со специалистом по сейсмической интерпретации автором диссертации выполнены:

сопоставление сейсмических разрезов скважин с имеющимся геофизическим каротажем пробуренных скважин с целью выявления перспективности выделенного объекта и возможных рисков вследствие, например, его водонасыщенности;

анализ показателей разработки залежи в совокупности с результатами сейсмической интерпретации, прогнозирующими возможное развитие структуры нефтенасыщенного коллектора пласта БП12-1.

А Рисунок 3.10 – Вероятностные положения тел палеоканалов (контуры красного цвета) пласта БП12-1, наложенные на сейсмический атрибут по контуру пласта БП12-2 [83]. Синяя линия – линия геофизического профиля, представленного на рис. 3.12.

Как отмечено в главе 2.1.1., сейсмические исследования имеют как вертикальную, так и горизонтальную разрешающую способность. По этой причине сформировались вероятностные очертания палеоканала (или каналов), которые указаны на рис. 3.10 красным контуром [4].

Весомому сомнению со стороны большинства производственных руководителей подвергалась сама возможность существования коллектора, тем более нефтенасыщенного, за пределами принятых на рис. 3.2. контуров объекта.

В качестве основного аргумента в пользу возобновления геологотехнических мероприятий, в том числе разбуривания залежи, были несколько скважин, ранее вскрывших, согласно картам, отложения пласта БП12-1.

Линия анализируемого геофизического профиля по скважинам 1107-1106представлена рис.3.9 и 3.10, непосредственно разрез – на рис. 3.11.

?

Рисунок 3.11 – Разрез по скважинам БП12-1, существовавших на момент проектирования бурения Однако из представленного разреза видно, что ближе к предполагаемому новыми утверждёнными картами (рис.

3.9а) краю залежи наблюдается сокращение общих и эффективных толщин, а также ухудшение качества коллектора. Тогда проявляется невозможность достоверно оценить методами ГИС насыщение отдельных пропластков. По этой причине, а также с учётом негативного опыта по освоению объекта, существовала принципиальная трудность в обосновании первого проектируемого углубления по причине уменьшения толщины коллектора.

Дополнительно, с более низким коэффициентом доверия, были использованы результаты сопоставления сейсмических разрезов пробуренных скважин с сейсмическими разрезами проектируемых в бурению скважин, которые приведены на рис. 3.12. На них нанесены проектные траектории скважин (скв. 2 и скв.4) в сопоставлении с существующими на момент подготовки предложения скважинами (скв. 1115 и скв. 2160), и сравнение их сейсмического и геофизического разрезов. Представлены примеры с различной степенью вмещения шнуркового тела БП12-1 в баровое телом БП12-2. Скважина 2 и 4 – первые скважины-кандидаты на углубление на объект БП12. По скв. 2 наблюдается почти полная изоляция тела БП12-1 (палеоканал в сечении) от бароподобного тела БП12-2. В противоположность ей, по скв. 4 определяется уверенное вмещение канала пласта БП12-1.

На основании представленных материалов, был сделан вывод о значительной вероятности пролонгации залежи и высоком потенциале обнаруженного палеоканала. Положительную роль в решении о бурении сыграла история добычи скважины А (90 м3/сут/ 55 тн/сут/ 27 %) (рис. 3.10), наиболее высокодебитной скважины на объекте на тот момент [4].

Выбор конкретного местоположения забоев скважин осуществлялся итеративно на базе гидродинамической модели и 3D сейсмических исследований (приложение №2).

–  –  –

б) Рисунок 3.12 – Сопоставление сейсмического и геофизического разреза скважин при планировании разбуривания палеоканала. а) Незначительное врезание, б) значительное врезание я палеоканала в тело бара.

Скважины, пробуренные в указанную зону, вскрыли толщины (70 м общие и 30-38 м нефтенасыщенные), существенно превышающие толщины окружающего коллектора (20-25 м общие, 10-12 м нефтенасыщенные). По результатам первой проектной скважины 1, было принято решение о расконсервации целого куста объекта БП11 с целью последующих углублений. Геофизические разрезы трех первых выполненных углублений представлены на рис. 3.13 (Скв. 1-3).

–  –  –

Благодаря подтверждению наличия залежи в палеоканале, автором были составлены детальные предложения по каждой предлагаемой скважине.

В планировании конкретных местоположений забоев скважин работа осуществлялась исключительно совместно со специалистами по сейсмической интерпретации. Нередко принятые координаты забоя скважины корректировались в процессе бурения по результатам вскрытия кровли палеоканала БП12-1 со специалистами по сопровождению бурения.

Следует оценить изменение уровней добычи на объекте (рис. 3.14).

Добыча нефти, факт, м3/сут; Добыча нефти, модель, м3/сут Добыча нефти залежи, м3/сут Время с начала разработки, дни Рисунок 3.14 - Добыча нефти на объекте после ввода в эксплуатацию скважин, расположенных в палеоканале. Красная отсечка-ввод в первой скважины в канале.

После экспертных седиментологических исследований, данный канал был отнесён к морским отложениям каналов разрывных течений [81]:

Количественная и пространственная ограниченность каналов, 1.

несвойственная русловой и дельтовой седиментации;

Ориентация перпендикулярно линии палеоберега;

2.

Наличие чётких пространственных форм;

3.

Гидродинамическая изоляция от пласта БП12-2 – вмещающего 4.

бароподобное тела – соответствующая характеру врезания отложений канала разрывных течений в процессе седиментации.

В связи с чем, соответствующие технологические решения были переданы в геологическую службу ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-Муравленко»

для реализации. Предлагалось переориентировать бурение в зону тел палеоканалов при соблюдении следующих условий тщательной привязки координат местоположения скважин к данным 1.

результатов 3D сейсмической интерпретации;

мониторинга выполнения и оперативной корректировки траектории 2.

скважины во время бурения;

взаимодействия со специалистами по планированию операций ГРП при 3.

освоении скважины. Предложения автора поэтапно составили годовую программу мероприятий (более 10 скважин).

Рисунок 3.15 - Добыча нефти на объекте после ввода в эксплуатацию скважин, расположенных в палеоканале.

Красная отсечка-ввод в первой скважины в канале.

Был получен достоверный инструмент освоения месторождения в процессе его промышленной эксплуатации. Исследуя впоследствии принципы приращения информации, автором был сформулирован [56] следующий подход к стратегии освоения и разработки месторождения, представленный на рисунке 3.15.

Выделенные по сейсмическим исследованиям тела палеоканалов подтвердились с высокой точностью. Фактические данные о взаиморасположении барового и шнуркового тел в 100% случаев подтвердили результаты сейсмической интерпретации. При тесном взаимодействии команды ООО «Газпромнефть-НТЦ» и геологической службы ТПДН «ГАЗПРОМНЕФТЬ-Муравленко», почти полностью разбурены два «рукава» палеоканала. Выполнены также углубления в зону между палеоканалами (рис. 3.10, скв. 12-14) и на крылья структуры, где присутствует только пласт БП12-2. Потенциал этих скважин существенно ниже, равно как и толщины вскрываемого пласта, что дополнительно подтвердило предполагаемую концепцию. Понимание генезиса рассматриваемого палеоканала совместно с анализом современных аналогов позволяет говорить о высокой вероятности повторения подобного типа отложений в пределах аналогичной удалённости от линии палеоберега, что может являться ключевой стратегией в опоисковании таких тел.

Глава 4: Исследование особенностей разработки нефтяной залежи впалеоканале

В данной главе приводятся результаты моделирования залежи в палеоканале, а также решения по формированию эффективной системы её разработки, которые осуществлялись на основании идей, сформулированных автором во второй главе настоящей диссертационной работы (таблица 2.3).

Специфика геометрии палеоканала определяет ключевые вопросы в разработке подобных залежей. В рассматриваемом примере на Вынгаяхинском месторождении влияние геометрии палеоканала стало заметно уже через несколько месяцев эксплуатации добывающих скважин, что актуализировало вопрос выбора режима их эксплуатации, а также ввода и корректного размещения нагнетательных скважин. В таблице 4.1. приведены показатели работы первых пробуренных в палеоканале скважин через полгода поле эксплуатации. Их запускные показатели указаны в таблице 3.2., главы 3.

Таблица 4.1 Показатели работы первых пробуренных скважин в палеоканале через 6 месяцев после начала эксплуатации Qж, м3/сут № скв Qн, т/сут Обводнённость, % Рзаб, атм Скв.

1 205 127 27 170 Скв. 2 290 220 10 210 Скв. 3 235 200 1 220 В таблице 4.1. приведены показатели работы первых пробуренных в палеоканале скважин через полгода поле эксплуатации. Их запускные показатели указаны в таблице 3.2., главы 3. При сопоставлении параметров эксплуатации видно, что забойное давление в среднем снизилось на 20%.

Причем, до тех пор, пока элемент формируемой системы разработки в канале не замкнут, есть предпосылки к более плавному снижению давления. После формирования - темпы падения давления будут выше.

4.1. Исследование режимов эксплуатации скважин, расположенных в канале

Очевидно, что геометрия канала и режим истощения способствуют заметному падению пластового давления. Для дальнейших исследований степени влияния геометрии канала на показатели разработки были исследованы различные варианты, например, в 3D гидродинамической модели палеоканала шириной 500 м и толщиной 50м [4].

Через каждые 500 м были размещены 4 добывающие скважины и ещё через 500 м, в «край» канала размещена нагнетательная скважина.

Было смоделировано 4 режима эксплуатации:

забойное давление выше давления насыщения, РзабРнас;

1.

забойное давление равно давления насыщения, Рзаб=Рнас;

2.

забойное давление незначительно ниже давления насыщения, РзабРнас;

3.

забойное давление существенно ниже давления насыщения РзабРнас.

4.

Более подробно режимы описаны в таблице 4.2.

Таблица 4.2 Принципиальное влияние режимов эксплуатации на фильтрацию фаз в пласте № Забойное Условие Примечания п/п давление фильтрации Рзаб=200 атм РзабРнас Фильтруются две фазы: нефть и вода.

–  –  –

В случаях эксплуатации пласта при забойном давлении не ниже давления насыщения исключаются дополнительные факторы осложнения формы фронта вытеснения (рис. 4.1а). Хотя она (форма фронта), безусловно, зависит от приёмистости нагнетательной скважины, анизотропии проницаемости, смачиваемости, подвижности фаз и других характеристик пласта и пластовых флюидов. Если разработка ведется на давлениях ниже давления насыщения, то проявляются искажения фронта вытеснения, связанные с выделением газа в околоскважинной зоне и далее в пласте и с более стремительным промыванием водой пропластков, заполненных газом (рис. 4.1.б).

–  –  –

4.3. Многовариантное моделирование нефтяной залежи шнурковой формы Помимо производственной необходимости выполнения предприсанных планов по добыче и освоению месторождений, следует рассмотреть данный вопрос с точки зрения научной правомерности и целесообразности размещения нагнетательной скважины в пределах продуктивного палеоканала, а не за его пределами, организуя тем самым приконтурное заводнение. Для решения задачи сопоставления эффективности разработки залежи в палеоканале при размещении нагнетательных скважин внутри и за пределами канала, построена дополнительная гидродинамическая имитационная модель. В ходе данной серии гидродинамических расчетов рассмотрена возможность размещения нагнетательных скважин за пределами палеоканала, в зоне вмещающих его «неколлекторов». Ниже на рис. 4.4 представлены результаты исследования местоположения нагнетательной скважины внутри палеоканала методом 3D гидродинамических компьютерных экспериментов. Сравнение расчетных вариантов приводится через параметр накопленной добычи нефти.

По результатам, представленным на рис. 4.4, можно сделать вывод, что любое размещение нагнетательной скважины в канале кратно улучшает накопленную добычу нефти, относительно её размещения за пределами палеоканала. Развитием полученных результатов послужила постановка научной задачи о корректности и общей целесообразности учёта объёмов так называемых «неколлекторов», или вмещающих пород, при проектировании разработки нефтяной залежи рассматриваемой формы методами 3D гидродинамического моделирования. Известно, что в практике гидродинамического моделирования обычно наследуется концепция, принятая при подсчете запасов углеводородов также методом геологического моделирования. А именно, отделение части пласта по критическим параметрам (пористости, проницаемости, нефтенасыщенности) в категорию «неколлектор» и выполнение подсчета углеводородов оставшейся части. При передаче модели такой концепции разработчикам, заявленные ранее объемы «неколлекторов» для увеличения скорости расчётов принято обнулять, а соответствующие им ячейки – объявлять неактивными.

–  –  –

Рисунок 4.4 - Сравнение показателей рассчитанных вариантов по накопленной добычи нефти при условии размещения нагнетательной скважины внутри и снаружи палеоканала.

Да решения задачи определения влияния учета «неколлекторов» на результаты моделирования и проектирования залежи палеоканала для каждого рассматриваемого технологического решения была сформирована матрица расчётов состоявшая из 20 вариантов, пример которой приведён в таблице 4.4. Моделирование выполнялось с учётом вариативности двух параметров.

Параметрами вариации выбраны:

Кпр1/Кпр2 - соотношение проницаемостей палеоканала (Кпр1) и 1.

вмещающих пород «неколлекторов» (Кпр2).

Абсолютная проницаемость палоканала и вмещающих пород.

2.

Таблица 4.4 Пример матрицы расчётных вариантов для технологического решения Накопленная добыча нефти, тыс.

м3 Варианты Множитель абсолютной проницаемости Кпр1/Кпр2 0.1 1 10 100 С целью исследования важности влияния на показатели разработки объёма пород вне канала, выполнены сопоставительные расчёты по указанной выше матрице вариантов для следующих случаев, представленных на рис. 4.5.

- нагнетательная скважина

- добывающая скважина;

Рисунок 4.5.

- Варианты кубов проницаемости вариантов моделирования палеоканала с и без учёта окружающих пород при одном и том же технологическом решении.

Полученные расхождения результатов расчётов представлены на рис.

4.6 для двух случаев отношений проницаемости канала и «неколлектора»

(Кпр1/Кпр2=5, 10) и всего набора множителей абсолютной проницаемости модели.

а) б) Рисунок 4.6. - Результаты многовариантного моделирования учёта объёма пород за пределами канала. а) для соотношения Кпр1/Кпр2=5; б) для соотношения Кпр1/Кпр2=10 Подобные расхождения в расчётах безусловно связаны с фактически существующей проводимостью пород, расположенных вне канала, как гидропроводностью, так и пьезопроводностью. Это доказывает критичность их учета, при моделировании процессов вытеснения и разработки. Так, согласно расчётам, даже низкопроцаемые коллекторы с проницаемостью 1, 3 и 5 мД способны при депрессии на добывающих скважинах в 30 атм обеспечивать начальный удельный дебит нефти от 1,1 до 4,2 м3/сут/м, что характеризует их гидродинамическую вовлечённость в процессы фильтрации в пласте. Включение объемов «неколлекторов» кровли и подошвы пласта даёт ещё большие различия по отношению к базовому варианту без их учета.

Таким образом, выполненные исследования позволяют говорить о целесообразности при 3D гидродинамическом моделировании учитывать забалансовые запасы нефти в неколлекторах. Так как дополнительная добыча из них может реализовываться без дополнительных капитальных затрат.

4.4. Выводы

Результатом данной работы явилось обоснование перспективности и вовлечение в разработку сложно построенных и идентифицированных залежей, приуроченных к палеоканалам. При постоянном сотрудничестве автора с коллег по сейсмической интерпретации, как специалистов ООО «Газпромнефть-НТЦ», и представителей добывающей организации ООО «Газпромнефть-Муравленко» с непосредственным участием автора были выполнено высокоэффективное и результативное целенаправленное освоение объекта палеоканала методом ориентированных углублений в 15 скважинах с вышележащего пласта БП11-1. Средние запускные дебиты нефти на скважинах, вскрывших палеоканалы, 120 т/сут, что превышает в 3-7 раз средние дебиты скважин объекта БП12 до начала исследований автора. По результатам моделирования доказана и эффективно реализована система поддержания пластового давления залежи, приуроченной к палеоканалу, с учетом его причудливой геометрии.

Данное обстоятельство доказывает важность систематического исследования геолого-технологического материала и опыта разработки месторождения и региона в целом. Эксплуатационный фонд Вынгаяхинского месторождения, на котором выполнены и реализованы представленные исследования, составляет более 900 скважин. Между тем, по результатам производственного внедрения предложений автора на одном-двух десятках скважин, суточная добычи нефти на всем месторождении увеличилась на 50%. Данное обстоятельство характеризует колоссальную интегральную эффективность результатов исследований.

Автор отмечена тремя письмами о внедрении результатов исследования. Письмо ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-НТЦ» о создании и обосновании идеи разработки Вынгаяхинского месторождения (приложение №1), Письмо Филиала «ГАЗПРОМНЕФТЬ-МУРАВЛЕНКО» ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ» о внедрении предложений по разработке Вынгаяхинского месторождения (приложение № 2), Акт об использовании результатов исследовательской работы ТПДН «Ноябрьскнефть» ОАО «Газпромнефть-ННГ».

В составе группы коллег из научного-технологического центра и производственного предприятия представлена к премированию ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ» за выдающиеся научно-производственные идеи и результаты.

Работа автора совместно с коллегой по сейсмической интерпретации получила высший знак отличия - диплом 1 степени - конкурса IX Творческой конференции молодых специалистов ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ» за доклад «Влияние геологических представлений на эффективность разработки резервуара Вынгаяхинского месторождения, БП12», Ноябрьск, 2009.

Кроме того, автор награждена Грамотой за II призовое место в конкурсе в сфере интеллектуальной собственности в номинации «лучшее решение среди молодых специалистов Общества» с предложением «Планирование ГТМ при разработке пласта БП12-1 Вынгаяхинского месторождения с учетом геологических особенностей русловых отложений», Ноябрьск, 2008.

Дальнейшее развитие результатов исследования, проведенных и реализованных в 2008-2010 гг., последовало на высоком управленческом уровне. Инициированы работы по разработке геологического проекта доразведки Вынгаяхинского и Восточно-Вынгаяхиснкого месторождений [84] с пересмотром всех площадей месторождения. Актуальность работы доказывается тем, что и по настоящий момент рассмотренные автором объекты представляют большой интерес и получают дальнейшее развитие в Компании [85].

Развитие работ по исследованию подходов к корректному геологогидродинамическому моделированию, определяемых, прежде всего, природой резервуара, а также по изучению влияния выбранных методов моделирования на результаты построений и расчета, прослеживается в дальнейших работах автора и до сих пор является ключевой темой внимания.

Заключение Выполненная работа доказала важность научного подхода к объектам, находящимся на любой стадии изученности.

Ключевыми в данной работе являются следующие выводы:

Созданы и внедрены методические и технологические решения в 1.

области поиска и освоения нефтяных залежей в палеоканалах, на примере Вынгаяхинского месторождения, Западная Сибирь.

Доказана целесообразность и результативность повторного изучения 2.

лицензионных площадей с учётом комплексного анализа данных сейсмических, геофизических и гидродинамических исследований, а также показателей эксплуатации скважин Доказан феномен возможности дренирования забалансовых запасов 3.

нефти (контактирующих с балансовыми запасами) без специального гидродинамического воздействия на пласт, позволяющее повысить достоверность оценки извлекаемых запасов, а также значения КИН.

Доказано, что палеоканалы могут являться высокопродуктивными 4.

объектами. Для их рационального освоения рекомендуется:

проектировать бурение вертикальных добывающих скважин для полноценного вскрытия тел шнурковой формы и обеспечения равномерности их выработки.

использовать однорядные системы разработки на основе добывающих и нагнетательных скважин.

тщательно определять местоположение забоев скважин по данным 3D сейсморазведки для снижения рисков неэффективного бурения.

Доказана значимость обеспечения поддержания пластового давления 5.

нефтяной залежи в палеоканале и эксплуатация залежи при поддержании забойного давления на уровне либо несколько ниже (10-15%) давления насыщения. Форсированнные отборы жидкости приводят к значительному занижению накопленных объёмов добываемой нефти.

Показана значимость корректного подхода к 3D гидродинамическому 6.

моделированию залежей в палеоканалах, а также учёту любой неоднородности зонального типа, включая вмещающие породы («неколлекторы») и запасов нефти в них.

Список используемых сокращений kx, ky, kz – проницаемости, определяемые в геолого-технологической модели, соответственно в направлениях Х, Y и Z MDT – (от англ.) Modular Formation Dynamics tester. Модульный динамический пластоиспытатель PVT – (от англ.) Pressure, Volume, Temperature. Физико-химические свойства флюидов PVT-модель – модель взаимоувязанных физико-химических свойств флюидов, используемая в геолого-технологическом моделировании Sorw – (от англ.) остаточная нефтенасыщенность образца керна при вытеснении нефти водой XPT – (от англ.) PressureXpress Tool. Экспресс измеритель пластового давления ВНК – водо-нефтяной контакт ГИС – геофизическое исследование скважин ГДИ – гидродинамические исследования ГРР – геолого-разведочные работы ГНК – газо-нефтяной контакт ГП – гидродинамическое прослушивание ГРП – гидравлический разрыв пласта ГТМ – геолого-техническое мероприятие ГШ – газовая шапка Квыт – коэффициент вытеснения Кохв – коэффициент охвата МУН – методы увеличения нефтеотдачи ОПР – опытно-промышленные работы ОФП – относительные фазовые проницаемости ППД – поддержание пластового давления ПТД – проектно-техническая документация УВ – углеводороды Список литературы

1. Svarovskaya M.G., Borisov V.G. EOR Methods Applicability Analysis for Heavy Oil Reservoirs under Polar Circle Conditions // AEEC SPE, Moscow, 2011, SPE-149678, 6 с.

Калицкий К.П. «Фациальные особенности шнурковых залежей нефти»

2.

–М: Гостоптехиздат, 1939, 41 с.

Сваровская М.Г., Черепанов Е.Е. Золотухин А.Б. Особенности 3.

разработки коллекторов, представленных каналами, на примере Вынгаяхинского месторождения пласта БП12// Журнал «Нефть, газ и бизнес». – 2010. - № 6. - с. 41-44.

Сваровская М.Г., Черепанов Е.Е., Золотухин А.Б. Выявление и 4.

эффективная разработка сложнопостроенных геологических тел на примере пласта БП12 Вынгаяхинского месторождения // Журнал «Нефтяное хозяйство». Москва, 2009, № 12 – с. 51-54.

Сваровская М.Г., Черепанов Е.Е. Влияние геологических 5.

представлений на эффективность разработки резервуара Вынгаяхинского месторождения, БП12 / Сб. тезисов IX Творческой конференции молодых специалистов ОАО «Газпромнефть-ННГ» - Ноябрьск, 2009. – с. 63.

Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и 6.

сопредельных стран: Учебник для ВУЗов – М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ»

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 – 560 с.

Павлова Т.Ю. Проблемы недоизученности мелких месторождений // 7.

Нефтяное хозяйство, 03.2008. С. 67-69.

Пинус О. В., Пайразян К. В. Особенности геологического 8.

моделирования продуктивных пластов флювиального происхождения // Геология нефти и газа, 11.2008 – C. 25-38.

9. Qui Yinan, Chen Ziqi, Xu Shice. Waterflooding of Channel Sandstone Reservoirs. SPE 10559, 25 с.

Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты: Пер. с англ. – М:

10.

Мир, 1986 – 439 с., ил.

Калесник С.В. Основы общего землеведения – Санкт-Петербург:

11.

«УЧПЕДГИЭ», 1947 – 484 с.

Короновский Н.В. Ясаманов Н.А. Геология: учебник для 12.

экологических специальностей вузов – М: Издательский центр «Академия», 2007 – 448 с.

Ласточкин А.Н. Лопатин Д.В. Геоморфология – М: Издательский 13.

центр «Академия», 2005 – 528 с.

Бичев М.А. Флювиальные формы рельефа.

14.

http://www.ecosystema.ru/07referats/fluvio/01.htm.

15. Miall A. D. Reconstructing the architecture and sequence stratigraphy of the preserved fluvial records as a tool for reservoir development: A reality check // AAPG Bulletin, – 2006 –№7– V. 90.

16. Miall A.D. The geology of fluvial deposits: sedimentary facies, basin analysis and petroleum geology // Heidelberg: Springer-Verlag Inc., – 1996.

17. Coleman J.M., Wright L.D. Modern river deltas: variability of processes and

sand bodies. In: Deltas, models for exploration. Broussard M.L. (ed.) // Houston:

Houston Geological Society, 1975 – С. 99-149.

18. Galloway W.E. Process framework for describing the morphologic and stratigraphic evolution of the deltaic depositional systems. In: Deltas, models for exploration, Broussard M.L. (ed.) // Houston: Houston Geological Society, 1975 – С. 87-98.

Elliott T. Deltas. In: Reading, 1978 – C. 97-142.

19.

20. Wright L.D. Sediment transport and deposition at river mouths: a synthesis // Am: Bulletin Geological Society, 88.1977 – C. 857-868.

Allen J.R.L. The Mam Tor sandstones: a ‘turbidite’ facies of Namurian 21.

deltas of Derbyshire, England // Sediment. Petrology, 30.1960 – С. 193-208.

22. McCabe P.J. Deep distributary channels and giant bedforms in the Upper Carboniferous of the Central Pennines northern England – Sedimentology, 24.1977

– C. 271-290.

23. Reading H.G. A review of the factors affecting the sedimentation of the Millstone Grit (Namurian) in the Central Pennines. In: Deltaic and shallow marine deposits // L.M.R.J.U. Streaten (ed.) – Amsterdam: Elsevier, 1964 – C. 26-34.

24. Pritchard D.W. What is an estuary: physical viewpoint. In: Estuaries, G.H.

Lauff (ed.) – Am: Association of Adv. Scientists, 1967.

25. Hudson J.D. The recognition of salinity-controlled mollusk assemblages in the Geart Estuarine Series (middle Jurassic) of the Inner Hebrides // Palaeontology, 6.1963 – C. 318-326.

26. Shepard F.P., Inman D.L. Nearshore circulation // Proc. First Conference Coast Engineering. Berkeley, California: Council on Wave Research, 1950 – C.

50-59.

Hayes M.O. Morphology of sand accumulations in estuaries – In: Estuarine 27.

research, Cronin L.E. (ed.) // New York: Academic Press, 1975 – C. 3-22.

28. Bridges P.H., Leeder M.R. Sedimentary model for intertidal mudflat channels with examples from the Solway Firth, Scotland, 23.1976 – C. 533-552.

Рединг Х.Г., Коллинсон Дж.Д. И др. Остановки осадконакопления и 29.

фации: в 2-х т. Т.1: Пер. с англ./под ред. Рединга Х.Г. – М: Мир, 1990 – 352 с.

Конюхов А. И. Осадочные формации в зонах перехода от континента к 30.

океану – М: Недра, 1987 – 222 с.

Denny C.S. Fans and pediments // Am: Science, 265.1967 – C. 81-105.

31.

32. Bull W.B. Recognition of alluvial fan deposits in the stratigraphic record.

In: Recognition of ancient sedimentary environments, Rigby J.K. and Hamblin W.K. (eds) // Sepm Spec. Publ., 16.1972 – C. 63-83.

Сели Р. Ч. Древние обстановки осадконакопления – М: Недра, 1989 – 33.

294 с.

Чернова О.С. Краткий словарь седиментологических терминов (на 34.

русском и английском языках), 229с., http://www.twirpx.com/file/1024614/ Лурье М.В., Брюховецкий О.С. Нефть и газ на берегах палеоморей – 35.

Нефтяное хозяйство, – 1.2002 – С. 17-19.

Лурье М.В., Брюховецкий О.С. Палеоморя – генераторы 36.

месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство, 1.2004 – С. 28-30.

Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А., Радчикова А.М. Грабен-рифтовая 37.

система и размещение зон нефтегазонакопления на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа, 4.2008 – С. 2-8.

Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D 38.

моделей – М: ООО «ИПЦ Маска», 2004 – 272 с.

Меркулов В.Ю. Современные геофизические методы исследования 39.

пласта – Томск: ТПУ, 2004 – 243 с.

Formation Evaluation // Учебное пособие Эдинбургского университета 40.

Heriot Watt – Эдинбург, 2001.

Anderson W. G. Wettability literature survey – Part 5: The effect of 41.

wettability on relative permeability // JPT, Nov.1987.

Anderson W. G. Wettability literature survey – Part 1: Rock/oil/brine 42.

interactions and the effect of the core handling on wettability // JPT, Oct.1986.

43. Corey A. T., Rathjens C.H. Effect of stratification on relative permeability // JPT, Dec.1956.

44. Corey A. T. The interaction between gas and oil relative permeabilities // Prod.Mon. 19, 38.1954.

45. Stone H. L. Estimation of three phase relative permeability and residual oil data // J. Cdn Pet Tech, Oct.-Dec. 1973, C. 53-61.

Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов – Ижевск:

46.

Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007 – 400 с.

Reservoir Engineering // Учебное пособие Эдинбургского университета 47.

Heriot Watt – Эдинбург, 2001 – 450 с.

Грищенко М.А., Бикбулатова Т.Г. Современные подходы к 48.

моделированию насыщенности при создании геологических и фильтрационных моделей // «Нефтяное хозяйство», 12.2008, С. 18-21.

Сваровская М.Г., Санников И.Н., Громов М.А., Трегубова Л.В. О 49.

моделировании литологического и параметрического разнообразия пород / Сб. тезисов VII научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений» - Уфа, 2014. – с. 9.

Сваровская М.Г., Семикин Д.А. Уточнение геологических 50.

представлений как инструмент снижения неопределённостей прогноза добычи // Журнал «Инженерная практика». – 2014. - № 6. - с. 88-90.

51. Petrel reference manual, Schlumberger information solutions, 2005, 1283 c.

Цой Г.С. ГИС как инструмент секвенс-стратиграфических построений 52.

// «ГЕОФОРУС», Выпуск 1 (14).2008, С. 27-30.

53. Potocki D., Raychaudhuri I., Thorburn L., Galas C., H. King, Integrated Reservoir Characterization of a Heterogeneous Channel Sandstone: The Duchess Lower Mannville X Pool // SPE Annual Technical Meeting, 8- 11 Jun, 1997, Calgary, Alberta, 1997, 25 c.

54. Sherlock D., Scoby-Smith L., Montague E. Analog Reservoir Modeling of Turbidite Channel Sands // Society of Exploration Geophysicists Annual Meeting, 10 – 15 October 2004, Denver, Colorado, 2004, 4 c.

55. Thakur R. K., Duval F., Mustafa M. R. Integrated Approach to Identify Complex Reservoir Sand Channel/bar System // SEG Annual Meeting, Texas Society of Exploration Geophysicists, San Antonio, 23-28 September 2007, 5 c.

56. Svarovskaya M.G., Shmidt S.A., Edelman I.Y., Zolotukhin A.B. Russkoye Heavy Oil field: Complexity and Exploration Prospects // AEEC SPE, Москва, 2013, SPE-166886, 6 с.

Рябов А.Н., Сваровская М.Г. Использование метода MPS для создания 57.

литологической модели пластов в условиях неравномерной разбуренности месторождения // Текстовая версия доклада на 12-ой конференции пользователей программного обеспечения компании Roxar, 9-15 октября 2011, Анталия, Турция, 2011, 3 с.

Щадчнев Н.А., Захарова Л.В., Аксёнов М.А. Фациальное 58.

моделирование на основе седиментологического анализа. Метод «Belts» // Текстовая версия доклада на 11-ой конференции пользователей программного обеспечения компании Roxar, октябрь 2011, Анталия, Турция, 2010, 3 с.

Методологические указания по созданию постоянно действующих 59.

геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели) – М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 – 228 с.

60. Eclipse reference manual. Schlumberger information solutions, 2012, 2851 c.

Крэйг Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении – 61.

Нью-Йорк – Даллас, 1971. Перевод с английского под редакцией профессора В. Л. Даниловой – М: Недра, 1974 – 192 с.

Плынин В.В. Четыре принципа корректной адаптации 62.

гидродинамической модели в промысловым данным // «Нефтяное хозяйство», 10.2006, C. 50-56.

Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов 63.

А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа

– М: Учёный Совет Института проблем нефти и газа РАН, 2004 – 520 с., ил.

Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 64.

3D геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство, 1.2006, C. 34-41.

Закиров И.С., Северинов Э.В., Гайдуков Л.А., Потапов А.О.

65.

Особенности исследований и проектирования разработки месторождений нефти системами горизонтальных скважин в условиях площадной анизотропии проницаемости // «Нефтяное хозяйство», 9.2009 – C.

Бакиров И. М. Сравнение эффективности систем заводнения // 66.

Нефтяное хозяйство, 7.2009, C. 38-41.

Хасанов М.М., Краснов В.А., Мусабиров Т.Р., Мухамедшин Р.К.

67.

Технико-экономический анализ систем разработки, сформированных скважинами с трещинами ГРП // «Нефтяное хозяйство», 2.2009, С. 92-105.

68. Lacy L.L. Comparison of Hydraulic-Fracture orientation Techniwues // SPE Formation Evaluation. – March 1987. – p. 66-76.

69. Meehan D.N. Horne R.N. Aziz K. Effects of Reservoir heterogeneity and Fracture Azimuth on Optimization of Fracture Length and Well Spacing // SPE 17606. – 1988.

Иванова М.М., Дементьев Л. Ф., Чоловский И. П.

70.

Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа – М: Недра, 1985, 320 c.

Васильев В.В., Шакиров В.А., Хальзов А.А. Особенности разработки 71.

рукавообразных залежей нефти на примере Родниковского месторождения // «Нефтяное хозяйство», 2.2009, С. 106-108.

Лысенко В. Д., Грайфер В. И. Разработка малопродуктивных нефтяных 72.

месторождений – М: «Недра-Бизнесцентр», 2001 – 562 с.: ил.

73. Verdiere S., Guyotte E., Verpeaux J.-F., Gazaniol D., Clavel J. Locating 3D Wells in Deep Offshore Channel Reservoirs Using High Resolution Seismic Data and Reservoir Model: an Example from the Rosa Lirio // European Petroleum Conference, 29-31 October 2002, Aberdeen, United Kingdom, 2002, 14 c., SPE 10.2118/78296-MS.

74. Tzu-Lee Lin. Case History: Exploration and Appraisal of Complex Miocene and Pliocene Fluvial Reservoir Field, Bohai Gulf, Offshore China // SEG International Exposition and Annual meeting, 10-15 October 2004, Denver, Colorado, 2004, 4 с.

75. Kelly M. Ramirez, Patricia H. Cuba, Jennifer L. Miskimins, Donna S.

Anderson, Mary M. Carr. Integrating Geology, Hydraulic Fracturing Modeling, and Reservoir Simulation in the Evaluation of Complex Fluvial Tight Gas Reservoirs. SPE 131931, 16 с.

76. Qiu Yinan. Depositional model, Heterogeneous Characteristics and Waterflood Performance of Sandstone Reservoirs in a Lake Basin Case Study of Oilfields, Eastern China, 12 с.

Рединг Х. Г., Коллинсон Дж. Д. И др. Обстановки осадконакопления и 77.

фации: в 2-х т. Т.2: Пер. с англ./под ред. Рединга Х.Г. – М.: Мир, 1990. – 352 с.

Сваровская М.Г., Колесников И.М. Совершенствование системы 78.

разработки пластов группы Ю1 ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.

Губкина. Москва, 2009, № 1. – с. 79-91.

Сваровская М.Г. Оптимизация системы разработки пластов группы 79.

Ю1 Вынгаяхинского месторождения с использованием методов эффективного заводнения / Сб. тезисов VIII Творческой конференции молодых специалистов ОАО «Газпромнефть-ННГ». Ноябрьск, 2008. с. 52.

Сваровская М.Г. Формирование качественной системы заводнения для 80.

оптимизации процессов разработки пластов группы Ю1 Вынгаяхинского месторождения, обоснованное гидродинамическим моделированием // Сб.

тез. Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». Тюмень, 2008. – с. 28.

Пересчёт геологических и извлекаемых запасов нефти, растворённого 81.

газа и компонентов Вынгаяхинского и Восточно-Вынгаяхинского месторождений по состоянию на 01.01.2005г. ОАО «СибНАЦ». Тюмень, 2006.

Анализ разработки Вынгаяхинского нефтяного месторождения (пласты 82.

БП110, БП111, БП121, БП122, Ю11, Ю12) по состоянию на 01.01.2005г., ОАО «Сибирский научно-аналитический центр» (СибНАЦ), Тюмень, 2005.

Обработка и интерпретация данных и построение цифровой объемной 83.

геологической модели Вынгаяхинского месторождения. ООО «Фугор Геосайенс ГмбХ» в двух томах. Москва, 2006.

Разработка геологического проекта доразведки Вынгаяхинского и 84.

Восточно-Вынгаяхиснкого месторождений, в двух книгах, ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, 2009.

Митяев М.Ю. Применение подхода концептуального моделирования в 85.

процессе мониторинга разработки Вынгаяхинского месторождения / Доклад совместной технической конференции SPE/EAGE «Взаимодействие геологической и гидродинамической моделей», Москва, 2014.

–  –  –

Письмо ТПДН «Ноябрьскнефть» ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ННГ» об

Похожие работы:

«Алматы, 2012 АО "СевКазЭнерго" Отчет об актуализации рейтинга кредитоспособности Компании и надежности ее облигаций РЕЙТИНГ АО "СевКазЭнерго"КРЕДИТОСПОСОБНОСТИ КОМПАНИИ И НАДЕЖНОСТИ ЕЕ ОБЛИГАЦИЙ Содержание 1. Рейтинговое заключение 1. Рейтинговое заключение В соответствии с решением рейтингового 2. Исходные данные комитета (проток...»

«АВИАБИЛЕТЫ ON-LINE – удобная система поиска и бронирования авиаперелетов В Вашем личном кабинете на сайте компании "РоссТур" Вы можете воспользоваться системой АВИАБИЛЕТЫ ON-LINE для поиска наиболее выгод...»

«Работа 3.03 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭЛЕКТРООПТИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ Ершова Т.П. Липовская М.Ю. Кожевников Н.М. ЗАДАЧА 1.Исследование влияния электрического поля на показатель преломления вещества 2. Определение линейного электрооптического коэффициента r д...»

«ПРОЕКТ "ИНТЕГРИРОВАННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ВОДНЫМИ РЕСУРСАМИ В ФЕРГАНСКОЙ ДОЛИНЕ" Научно-Информационный Центр Межгосударственной Координационной Водохозяйственной Комиссии (НИЦ МКВК) "Распространение усовершенствованных технологий...»

«Аналитический тур муниципального этапа Всероссийской олимпиады школьников по географии 2012-13 учебный год. 7 класс Задание 1. (максимальный балл 10) На одном географическом конгрессе встретились шестеро ученых. Выяснилось, что все они работают на разных континентах. Во...»

«Center of Scientific Cooperation Interactive plus Нурутдинов Владимир Владимирович студент Петрова Любовь Владимировна старший преподаватель ФГАОУ ВО "Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова" г. Якутск, Республика Саха (Якутия) К ВОПРОСУ ПРИМЕНЕНИЯ ЗАКЛАДКИ ВЫРАБОТАННОГО ПРОС...»

«Информационный бюллетень "Сборник нормативных актов Ивановского муниципального района" Официальное издание № 14 (101) от 31.07.2014 г. ИВАНОВСКИЙ МУНИЦИПАЛЬНЫЙ РАЙОН ИВАНОВСКОЙ ОБЛАСТИ СОВЕТ ИВАНОВСКОГО МУНИЦИПА...»

«Инновационный менеджмент УДК 005.41:001.895 П.М. Гуреев ОСЦИЛЛЯТОР ТЕМПОРАЛЬНЫХ ФАКТОРОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ХОЗЯЙСТВУЮЩИХ СУБЪЕКТОВ Аннотация. Представлены аргументы, обосновывающие необходимо...»

«Среднее профессиональное образование Основная профессиональная образовательная программа подготовки специалистов среднего звена по специальности 39.02.01 Социальная работа на 2015-2016 учебный год (на 2015 календарный год) РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ ПМ.03 Социальная работа с лицами из групп риска...»

«СКОРОСТНАЯ РЕКУПЕРАТИВНАЯ ГОРЕЛКА ГСР-150 Лошкарев Н.Б., Мухамадиева А.Х. ФГАОУ ВПО "Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина", г. Екатеринбург, Россия Статья посвящена разработанной в ОАО "ВНИИМТ" скоростной рекуперативной горелке ГСР-150. Приведены общие сведения о рекупера...»

«МОН И ТОРИ Н ГОВ ЫЕ ОХРАННЫЕ СИСТЕМЫ Инструкция "Пультовая программа мониторинга мобильных объектов PCN8" Санкт-Петербург Содержание Общие сведения 1. Установка и настройка программы 1.1. Установка программы 1.3. Настройка подключения 1.4. Настройка внешнего вида 1.5. Настройка фильтров 1.6. Н...»

«УДК 001.895:[658.8:005] А. А. Лавриненко СРЕДСТВА И ИНСТРУМЕНТЫ ИННОВАЦИОННЫХ, КРЕАТИВНЫХ И НЕТРАДИЦИОННЫХ ПЕРСОНАЛЬНЫХ МАРКЕТИНГОВЫХ КОММУНИКАЦИЙ Широкий интерес к персонализации в коммуникациях вызван высокой эффективностью продви...»

«Не забывай всех благодеяний Его (Псалтирь 102:2) 10 июля 2016 года, 4 служение Введение Сегодня я хочу поделиться с вами благодатью на тему "Не забывай всех благодеяний Его". Человек пойдет на все, если что-то может облегчить его страдания. В последне...»

«ISSN 2076-2429 (print) Праці Одеського політехнічного університету, 2013. Вип. 2(41) ISSN 2223-3814 (on line) О.Б. Максимова, канд. техн. наук, УДК 658.264:681.5 Т.С. Добровольская, магистр, Одес. нац. политехн. ун-т ОПТИМАЛЬНОЕ УПРАВЛЕНИЕ С...»

«ВУЗОВСКИЕ БИБЛИОТЕКИ ЗАПАДНОСИБИРСКОЙ ЗОНЫ ОПЫТ РАБОТЫ ВЫП.7 Я з д а т е л ь м ю Том*ото у н и м р з д м т а ТОМОК 1979 ВУЗОВСКИЕ БИБЛИОТЕКИ ЗАПАДНОСИБИРСКОЙ ЗОНЫ О Т РАБОТЫ ПЫ Внп.7 И зд атсл ьо н о Тонкого...»

«ВНЕКЛАССНОЕ МЕРОПРИЯТИЕ "СУПЕР МАМА" Цели конкурса: Воспитание чувства любви к своей матери и гордость за неё, чувства уважения к родителям. Формирование взаимопонимания между матерью и ребёнком. Привлечение родителей к массовым мероприятиям.Ход мероприятия: Зал украшен шарами, плакатами о маме Ведущий: Добры...»

«Гендель — автор многих опер, ораторий, разнообразных инструментальных произведений. О ф ор м ир ова н ии классического стиля Вопросы и задания в музыке 1. Что роднит между собой духовные и светские произведения Баха?2. Расскажите об образном характере Токкаты и фуги ре минор для органа.3. Напойте темы инве...»

«1 Информационная справка по вопросам, предлагаемым на голосовании собрания собственников 2. Принятие решения по вопросу передачи в пользование, на возмездной основе, общего имущества многоквартирного дома 10 корп. 1 и корп. 2 по ул. Пулковская г. Санкт-Петербург....»

«Размышления над новой книгой © 2000 г. А.Е. КРУХМАЛЕВ ПОЛИТИЧЕСКАЯ СОЦИОЛОГИЯ: НОВЫЕ ПОДХОДЫ И ПРОБЛЕМЫ КРУХМАЛЕВ Александр Егорович доктор философских наук, научный редактор журнала Социологические исследования. В условиях трансформации, которую переживает обществоведение в нашей стране, возник дефицит литературы научной и учебной, посвященной разр...»

«МОДЕЛЮВАННЯ ПРОЦЕСІВ ПРОМИСЛОВОГО ОБЛАДНАННЯ _ УДК 62-522 Черкашенко М.В., Салыга Т.С. К ВОПРОСУ СИНТЕЗА СХЕМ ПНЕВМОГИДРОАГРЕГАТОВ Постановка проблемы и анализ существующих решений. Исследования, связанные с построением рациональных, минимальных по чи...»

«1. Портативный цифровой кардиограф – краткая характеристика 2. Области применения 3. Инструкция пользователя при работе в автономном режиме 3.1 Общий вид 3.2 Включение и выключение прибора 3.3 Замена элементов питания 3.4 Вид экрана Меню настро...»

«Амортизация основных средств: правила начисления и учета Автор Л. Ларцева Источник: Журнал "Актуальные вопросы бухгалтерского учета и налогообложения" Амортизация основных средств – систематическое распределение стоимости актива на протяжении срока его полезного использования. В каком пор...»








 
2017 www.net.knigi-x.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные матриалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.