Читать сборник (см. видео) целиком

Открыть в eLibrary
Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. Сборник докладов научно-практических конференций журнала «Нефтяное хозяйство» 2019 г.

УДК 622.276

Аннотация

В сборнике представлены материалы четырех научно-практических конференций, организованных журналом «Нефтяное хозяйство» в 2019 г.:

- XII научно-практическая конференция «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений», г. Санкт-Петербург
- 36 всероссийская научно-производственная конференция «Охрана окружающей среды на объектах нефтегазового комплекса, 04–06 июня 2019 г., г.Самара 
- XIX научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», 24–26 сентября 2019 г., г. Анапа 
- 48 ежегодная конференция «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности», 29–31 октября 2019 г., г. Волгоград


Размещено в eLIBRARY

УДК: 622.276
ББК 33.361




Редакционный совет
К.В. Андреев
Д.Г. Антониади
В.А. Байков
А.П. Беспалов
С.Г. Вольпин
В.В. Волянская
И.Х. Жданов
В.Н. Зверева
Ю.В. Нассонов
А.М. Петраков
М.М. Хасанов
А.Х. Шахвердиев

ISBN 978-5-93623-040-0                              © ЗАО «Издательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2020

Доклад Читать



XII научно-практическая конференция «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений»

УДК 550.8.072
Баюк И.О., Дубиня Н.В., Тихоцкий С.А. (Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН)

Докладчик - Баюк Ирина Олеговна, главный научный сотрудник Института физики Земли им. О.Ю.Шмидта РАН

Проблемы петроупругого моделирования трещиноватых коллекторов

Ключевые слова: трещиноватые карбонатные коллекторы, петроупругое моделирова- ние, анизотропия, геомеханическое моделирование

Проанализированы основные проблемы петроупругого моделирования трещиноватых карбонатных пород, такие как выбор метода теории эффективных сред (Rock Physics) для связи параметров математиче- ской модели эффективных упругих свойств коллектора со скоростями упругих волн, полученными в экспери- менте. Показано, что даже в случае простой модели трещиноватого коллектора разница в скоростях упругих волн, полученных разными методами, может достигать 40 %. Другой проблемой петроупругого моделирования является построение модельной среды, адекватно от- ражающей особенности внутреннего строения породы в рассматриваемом масштабе. В связи с этим уде- лено внимание сложнопостроенным карбонатным коллекторам, в которых неучет особенностей распределения изометричной пористости приводит к изменению скоростей упругих волн, что может быть ошибочно приписано влиянию трещиноватости. К коллекторам такого типа относятся оолитовые известняки и коллекторы, содержащие каверны. Рассмотрена также проблема соответствия масштабов, на которых строится петроупругая модель по- роды и измерены ее упругие свойства. Показано, что разница значений импедансов (как акустических, так и сдвиговых), полученных на одной и той же глубине в масштабе данных геофизических и сейсмических ис- следований, может достигать 20 % и более. Важной проблемой петроупругого моделирования трещиноватых коллекторов является учет анизотропии как вмещающей матрицы, так и результирующих упругих свойств. Проанализирована проблема различия петрофизических зависимостей (таких как, например, скорость – пористость), полученных на керне и по дан- ным геофизических исследований скважин на примере сложнопостроенного карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомской зоны. Особое внимание уделено проблеме обнаружения и характеристики флюидо- проводящих трещин в масштабе сейсмических данных. Предложен подход, который опирается на результаты геомеханического и петроупругого моделирования и дает возможность не только выделить системы флюидо- проводящих трещин, но и охарактеризовать их количественно в терминах ориентации, объемной концент- рации, относительного раскрытия и степени связанности.

УДК 622.276.1/.4(571.1)
С.Г. Вольпин, к.т.н., О.В. Ломакина, И.В. Афанаскин, к.т.н., Ю.М. Штейнберг, В.А. Юдин, к.ф.-м.н. (Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований РАН)

Докладчик - Вольпин Сергей Григорьевич, заведующий отделом гидродинамических исследований и моделирования ФНЦ "НИИ системных исследований РАН"

Анализ динамики подвижных запасов нефти в сложных и нетрадиционных коллекторах

Ключевые слова: подвижные запасы, баженовская свита, гидродинамические иссле- дования скважин, энергетическое состояние залежи, пласт с двойной проницаемостью

Работа выполнена при поддержке Программы ФНИ государственных академий наук на
2013–2020 гг., проект № 0065-2019-0019

Поскольку разработка нефтяных залежей, приуроченных к нетрадиционным коллекторам, примером которых являются отложения баженовской свиты, осуществляется при упругом режиме, информативными средствами получения данных о пласте являются гидродинамические исследования пластов и скважин, а также мониторинг энергетического состояния залежи. Диагностика кривых восстановления давления, зарегистрированных в скважинах, которые вскрыли баженовские отложения на некоторых нефтяных местрождениях Западной Сибири, указывает на то, что коллектор представляет собой пласт, состоящий из двух сред различной проницаемостью и с разными текущими пластовыми давлениями. Для расчетов добычи нефти необходимо знать энергетическую обстановку залежи. Для решения этого вопроса использованы материалы ранее проведенного эксперимента по длительной остановке скважин на Салымском месторождении. Анализ результатов эксперимента подтвердил то, что пласт-коллектор баженовской свиты представляет собой систему, состоящую из сообщающихся между собой высокопроводящей среды малого объема и низкопроницаемой среды большого объема. При этом основная добыча нефти осуществляется из низкопроницаемой среды.

УДК 622.276.1/.4.001.57
Н.В. Дубиня, к.ф.-м.н. (Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН)

Докладчик - Дубиня Никита Владиславович, научный сотрудник Института физики Земли им. О.Ю.Шмидта РАН

Закономерности в пространственной ориентации и положении флюидопроводящих естественных трещин в окрестностях крупных разломов

Ключевые слова: трещиноватые карбонатные коллекторы, трехмерное геомеханиче- ское моделирование, критически напряженные трещины

Рассмотрена проблема моделирования трещиноватости, развивающейся в карбонатных породах в окрестности крупного разлома. Рассмотрено влияние разлома на основные закономерности, наблюдаемые в тенденциях изменения предпочтительной пространственной ориентации и положении естественных трещин. Отдельное внимание уделено возможности выделения из всего множества трещин флюидопроводящих. Такое выделение выполнено на основании использующейся в геомеханических исследованиях гипотезы о наличии связи по критически напряженным и флюидопроводящим трещинам. Представлен алгоритм, согласно которому результаты трехмерного геомеханического моделирования могут быть использованы для определения относительного количества флюидопроводящих трещин и их предпочтительной пространственной ориентации. При использовании этого алгоритма параметры напряженного состояния напрямую пересчитаны в возможные значения азимутов и углов наклонения тех трещин, которые являются флюидопроводящими при текущем напряженном состоянии. Работа предложенного алгоритма показана на ряде синтетических моделей коллекторов, характеризующихся наличием крупного разлома. Исследовано, каким образом пространственная ориентация раз- лома и его геодинамический тип влияют на тенденции изменения предпочтительной пространственной ориентации и расположения флюидопроводящих трещин по мере приближения к разлому. Показано, как по мере приближения к разлому увеличивается количество трещин, являющихся флюидопроводящими, а их предпочтительная пространственная ориентация оказывается напрямую связанной с ориентацией разлома относительно направлений действия тектонических напряжений. При этом устновлено, что разломы различных типов по-разному влияют на закономерности пространственной ориентации и положения трещин. По- лученные результаты находятся в соответствии с результатами аналогичных работ, выполненных для одного из нефтегазовых месторождений России. Представленный в работе алгоритм использования результатов геомеханического моделирования для построения модели трещиноватости с возможностью выделения флюидопроводящих трещин существенно расширяет возможности геомеханики для решения задач оптимизации разработки трещиноватых коллекторов. Выявленные закономерности развития зон трещиноватости позволяют уточнить преимущественные направления фильтрации в таких коллекторах, что ведет к последующему повышению качества гидродинамической модели.

УДК 622.276.1/.4(470.4)
В.В. Емельянов, к.т.н. (НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть»)

Докладчик - Емельянов Виталий Владимирович, главный специалист НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть»

Доманиковые отложения как потенциальный объект нефтедобычи и источник восполнения ресурсной базы Республики Татарстан

Ключевые слова: доманик, битумоиды, органическое вещество, вертикальная миграция, залежи нефти, оценка ресурсов, аккумуляционная система

Статья посвящена проблеме нефтеносности пород доманиковой фации на территории Республики Татарстан. Породы доманиковой фации следует рассматривать в качестве аккумуляционной или аккумуляционно-генерационной системы, нефтяные залежи которой сформировались за счет нефтяных систем, генерированных в иных источниках. Показано, что необходимы новые методики поиска, позволяющие опе- ративно оценивать содержание миграционных углеводородов. Анализ площадного распространения миг- рационных углеводородов позволит локализовать каналы миграции нефти.

УДК 622.276.5.001
П.В. Крыганов, к.т.н., И.В. Афанаскин, к.т.н., С.Г. Вольпин, к.т.н. (Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований РАН)

Докладчик - Крыганов Павел Викторович, ведущий научный сотрудник отдела гидродинамических исследований и моделирования ФНЦ "НИИ системных исследований РАН"

Применение мультискважинной деконволюции при решении обратной задачи подземной гидродинамики*

Ключевые слова: функция влияния, функция самовлияния, мультискважинная деконво- люция, гидродинамические исследования скважин

Работа выполнена при поддержке Программы ФНИ государственных академий наук на
2013–2020 гг., проект № 0065-2019-0019.

Важной проблемой при проведении численного гидродинамического моделирования является увеличение достоверности исходных данных, в частности информации о межскважинных свойствах пласта. Наиболее информативными исследованиями в рамках изучения свойств межскважинного пространства коллектора являются гидродинамические исследования скважин. Для изучения межскважинных свойств пласта при интерпретации продолжительных кривых изменения давления, зарегистрированных датчиками ТМС, необходимо учитывать работу соседних скважин и высокую зашумленность данных. Для решения этих вопросов в данной статье использована мультискважинная деконволюция с целью изучения всех составляющих кривой изменения давления. Мультискважинная деконволюция позволяет выделить конкретную реакцию на изменение режима работы той или иной скважины и обработать ее традиционными способами; дает возможность оценить и учесть влияние шумов на кривую давления, а также такой подход существенно упрощает обработку кривой. Предложен новый подход к построению функции самовлияния и функций влияния: представление их в виде суммы элементарных функций, характеризующих отдельные режимы фильтрации в пласте. Влияние ствола скважины представлено в виде экспоненты, билинейный поток – в виде корня четвертой степени, линейный поток – в виде квадратного корня, радиальный поток – в виде логарифма, влияние границ – в виде линейной функции. При таком подходе коэффициенты функций влияния и самовлияния представлены линейно, поэтому для их определения можно применять метод Ньютона. Данный способ апробирован при использовании кривой забойного давления, полученной путем моделирования. Достигнуто хорошее совмещение смоделированной и деконволюированной кривых забойного давления. Показано, что заданные при моделировании и определенные при обработке кривых самовлияния и взаимовлияния параметры пласта практически совпали, что характеризует предлагаемый подход как высокоэффективный. 


*По материалам доклада в журнале «Нефтяное хозяйство» опубликована статья: Афанаскин И.В., Вольпин С.Г., Юдин В.А. Новый подход к мультискважинной деконволюции при гид- родинамических исследованиях скважин // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 100–103. – DOI:10.24887/0028-2448-2019-7-100-103

УДК 622.276.43.001
А.К. Подольский, А.В. Фомкин, А.М. Петраков, Е.Н. Байкова, Р.Р. Раянов (АО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова»)

Докладчик - Подольский Артем Константинович, ведущий специалист Центра физико-химических и газовых МУН АО "ВНИИнефть"

Повышение эффективности планирования и контроля мероприятий по выравниванию профиля приемистости путем автоматизации процесса подбора скважин-кандидатов

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи (МУН), выравнивание профиля приемистости (ВПП), подбор скважин-кандидатов, автоматизация, цифровизация, подбор геолого-технических мероприятий
Повышение рентабельности разработки нефтяных месторождений и оптимизация всех бизнес-процессов является актуальной задачей, стоящая перед предприятиями нефтегазовой отрасли России. Тенденции к цифровизации нефтяной отрасли предопределили создание компьютерного алгоритма подбора скважин - кандидатов для проведения мероприятий по выравниванию профиля приемистости (ВПП), способного автоматизировать большую часть рутинной ручной работы и исключить вероятность возникновения ошибок. Разработанный и внедренный в работу алгоритм позволил достичь следующих результатов. Автоматизирована большая часть процесса формирования программ работ по ВПП, исключен риск возникновения ошибок. Полностью актуализирован алгоритм подбора скважин-кандидатов для проведения работ по ВПП. Производительность процесса подбора скважин-кандидатов увеличена на 47 % по сравнению с ручными аналитическими методиками. Обеспечена возможность своевременного внесения корректировки в про- граммы мероприятий с учетом технических и технологических ограничений. Достигнуто повышение устойчи- вости прогноза технологической эффективности ВПП. Обеспечена возможность работы с любым размером базового фонда скважин месторождения.

УДК 550.8.072
А.А. Калугин, А.Д. Алексеева (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»), Э.С. Торопов, В.С. Стариков, В.Е. Касаткин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Докладчик - Торопов Эдуард Сергеевич, главный специалист Управления прогноза свойств продуктивных  резервуаров, детализации и актуализации секторных геологических моделей Филиала ООО "ЛУКОЙЛ-инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

Моделирование петрофизических кубов на примере пластов группы АВ Ватьеганского месторождения

Пласты АВ6-7 Ватьеганского месторождения сформированы прибрежно-морскими песчано-глинистыми отложениями и осложнены многочисленными палеоканалами. На основе созданной новой концептуальной модели меловых отложений и 2D геологического моделирования Ватьеганского месторождения на этих пластах была опробована технология объемного параметрического моделирования седиментационных врезов. Сложность условий осадконакопления и новая концептуальная модель вызвали необходимость изменения стандартных подходов к 3D моделированию. Применение предложенной технологии позволило корректно воспроизвести в объеме седиментационные врезы с точки зрения как геологии, так и последующего расчета фильтрационных моделей. В геологической модели врезы реализованы на уровне распределения коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств, сеточная модель отражает особенности структурного каркаса. Это позволило исключить проблемы в процессе ремасштабирования в части появления выклинивающихся и сильно деформированных ячеек, которые традиционно возникают при наличии резкого изменения толщины слоев. Обеспечивается гидродинамическая связь между «руслом» и «поймой» на уровне как геометрии, так и распределения коллектора, которую можно регулировать при настройке гидродинамической модели. Кубы коэффициента нефтенасыщенности построены с учетом модели переходной зоны и принятых уровней водонефтяного контакта.

УДК 519.868:622.276.1/.4
Н.А. Шевко, к.т.н. (Газпромнефть Бадра Б.В.,Багдад)

Докладчик - Шевко Николай Александрович, директор по геологии и разработке новых активов "Газпром нефть Бадра Б.В."

Оптимизация детальности гидродинамической модели для ускорения процесса адаптации на историю разработки

Ключевые слова: апскейлинг, огрубление, нерегулярные матрицы, неортогональные сетки, ускорение расчетов, настройка модели

Ускорение гидродинамических расчетов является актуальной задачей при моделировании крупных залежей и многовариантных вычислениях. Стандартные приемы ускорения, основанные на построении сеток меньшей детальности, ограничены геометрией укрупненных ячеек, что не позволяет получить оптимальную детализацию сетки. Предлагаемый подход улучшенного ремасшабирования (advanced coarsening) сетки путем создания нерегулярных укрупненных ячеек на базе готовой гидродинамической модели дает возможность более чем на порядок сократить размерность модели и существенно ускорить расчет с сохранением приемлемой точности решения. Для этого строится вспомогательная триангуляционная сетка с зонами измельчения (возле скважин, трещин) и укрупнения (законтурная зона, межскважинные интервалы) ячеек. Для каждого узла вспомогательной сетки определяются ячейки новой сетки, выполняются перенос свойств на созданную неравномерную сетку, расчет проводимостей, коэффициентов продуктивности скважин и законтурной зоны. Рассматриваемый подход реализован в виде опции в гидродинамическом симуляторе. Апробация реализованных алгоритмов выполнена на нескольких полномасштабных моделях залежей нефти и газа с различными размерностью и фазовым состоянием. Показана хорошая устойчивость решения и сходимость с результатами, полученными на исходной сетке. Новая опция применяется как для ускорения расчета больших и многоскважинных моделей, так и в многовариантных расчетах, возникающих при адаптации моделей к истории разработки, когда погрешность адаптации выше погрешности дискретизации решения по пространству

УДК 519.868:55
Н.А. Шевко, к.т.н. (Газпромнефть Бадра Б.В., Багдад)

Докладчик - Шевко Николай Александрович, директор по геологии и разработке новых активов "Газпром нефть Бандра Б.В."

Численное моделирование залежей с высокопроводящими разломами

Ключевые слова: проводящие разломы, залежи с разломами, численное моделирование, сложное структурное строение

Автор выражает благодарность руководству компании ООО «Нова Технолоджиз» за программный продукт FLOWZOOM, использованный при оформлении материалов данной статьи.

Предложена методика моделирования фильтрационных потоков в высокопроводящих разломах поперек и вдоль их простирания. Использован стандартный способ описания разломов через геометрию сетки cornerpoint и набор несоседних соединений. Учет течения вдоль разломов выполнен на основе численного моделирования потоков, при этом физические процессы соответствуют фильтрации флюидов в породе. С учетом нерегулярного расположения системы разломов оптимизирован численный алгоритм решения системы уравнений фильтрации. Появление множества несоседних потоков, приводящих к нарушению регулярной структуры матрицы системы уравнений, обусловило проблемы со сходимостью стандартных численных схем и увеличение времени расчетов. Для сохранения эффективности численного алгоритма в условиях множества несоседних соединений и высоких скоростей течения система разломов выделена в отдельный от регулярной структуры сетки объект моделирования. Это обусловило успешное решение в рамках полностью неявного симулятора итерационным методом c предобусловливателем. Преимущества подхода, заключающиеся в повышении качества адаптации к истории разработки и прогнозирования закачки воды, рассмотрены на примере одного из месторождений Ирака, представленного карбонатным коллектором с интенсивной системой проницаемых и непроницаемых разломов, которые делят его на множество полуизолированных участков. Показано, что предложенный подход адресного фильтрационного моделирования проводящих разломов является перспективным направлением повышения качества прогнозирования механизма вытеснения угле- водородов в залежах, осложненных высокопроводящими тектоническими нарушениями. 


УДК 519.868:622.276.1/.4
А.С. Шляпкин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), А.В. Татосов, д.-ф.м.н. (Тюменский гос. университет)

Шляпкин Алексей Сергеевич ведущий специалист Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Математическая модель движения проппанта в трещине гидроразрыва

Ключевые слова: трещина гидроразрыва пласта (ГРП), пористая среда, вязкая жидкость

В статье приведен краткий обзор математических моделей, используемых в коммерческих симуляторах гидроразрыва пласта (ГРП). В основе рассматриваемой математической модели лежит PKN-постановка, описывающая одиночную вертикальную трещину. Показан процесс формирования трещины ГРП при за- качивании в скважину вязкой жидкости с примесью частиц. Предложена модель развития трещины с учетом потерь жидкости на просачивание в пористую среду и падения взвешенных частиц под действием силы тя- жести. Проведен детальный анализ роста осадка, обусловленного просачиванием жидкости ГРП в пористую среду. Показано, что наличие частиц существенно влияет на процесс раскрытия трещины. Рост трещины при наличии частиц ограничен, окончательная ее форма зависит от состава смеси и способа закачки — давления на входе, объемного содержания частиц, объема оторочки (чистой жидкости ГРП без примеси). Все эти факторы учитываются в предложенной модели. Дано описание решения задачи о расчете парамет- ров вертикальной трещины ГРП для реальной скважины. Выполнено сравнение с результатами расчетов, по- лученных на зарубежном аналоге модели. Результаты расчетов позволяют охарактеризовать остаточную форму трещины или подобрать технологические параметры при проведении ГРП.


36-я Всероссийская научно-производственная конференция "Охрана окружающей среды на объектах нефтегазового комплекса"

УДК 631.618:502.6
Е.В. Талипова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Докладчик - Талипова Екатерина Васильевна, главный специалист отдела мониторинга и проектирования экологической безопасности Филиала ООО  «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Оценка состояния почвенно-растительного покрова на территории шламовых амбаров ХМАО – Югры

Целью работы является комплексная оценка состояния почвенно-растительного покрова, сформировавшегося на территории рекультивированных шламовых амбаров на лицензионных участках ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
Основными задачами оценки состояния почвенно-растительного покрова являются:
- изучение химического состава буровых шламов  в шламовых амбарах, рекультивированных более 20 лет назад;
- оценка степени восстановления растительности на нарушенной территории (проективное покрытие почв);
- характеристика видового разнообразия растительности с произрастанием доминирующих видов;
- разработка предложений к мероприятиям по рекультивации шламовых амбаров.


Доклад Читать



XIX научно-практическая конференция "Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами"

УДК 622.276.6
Б.И. Анциферов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Докладчик - Анциферов Богдан Игоревич, инженер 1 категории КогалымНИПИнефть Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г.Тюмени

Обработка призабойных зон в горизонтальных скважинах как метод восстановления эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов

Ключевые слова: горизонтальные скважины, селективная обработка призабойной зоны (ОПЗ), проницаемость пласта, скин-фактор, органические кислоты

Одной из актуальных проблем при эксплуатации горизонтальных скважин является подбор технологии обработки призабойной зоны (ОПЗ) в условиях неоднородности проницаемости. В статье рассмотрены проблемы, возникающие при проведении ОПЗ в скважинах с горизонтальным окончанием на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Целью работы являлась оценка эффективности ОПЗ в горизонтальных скважинах и определение направлений поиска технологий селективных ОПЗ. Объектами исследования являлись горизонтальные скважины, эксплуатирующие объект АВ. На эти скважины приходится основной объем ОПЗ. В результате анализа за 2015–2017 гг. выявлена низкая эффективность ОПЗ в горизонтальных скважинах. Установлено, что одной из причин низкой эффективности операций являлось проведение гидроразрывов пласта (ГРП) «вслепую» без использования специальных компоновок. Сделано предположение о влиянии наличия высокопроницаемых трещин на эффективность «слепой» ОПЗ. Выполнен анализ эффективности ОПЗ в скважинах, в которых до ОПЗ проводился ГРП, и в скважинах, в которых ГРП не проводился. Отмечена более высокой эффективностью ОПЗ в скважинах, в которых отсутствовали трещины ГРП. Показано, что в настоящее время отсутствуют технологии, позволяющие проводить эффективные селективные ОПЗ в скважинах с горизонтальным окончанием. Предложены направления поиска технологий для проведения ОПЗ в горизонтальных скважинах. Подобрана технология ОПЗ с предварительной закачкой потокоотклоняющей композиции для изоляции высокопроницаемых трещин ГРП.

УДК 622.276.1/.4:55
Н.Г. Аржиловская, Д.С. Баймухаметов, В.С. Дручин, П.В. Хлызов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть в г. Тюмени) , М.Р. Мазитов (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Докладчик - Аржиловская Наталья Георгиевна, главный специалист управления КогалымНИПИнефть
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г.Тюмени

Особенности геологического строения и концептуальные геологические модели продуктивных пластов Кочевского месторождения, запасы которых отнесены к категории трудноизвлекаемых

Рассмотрены характеристки нефтегазоносных комплексов с позиций их добычных возможностей и причины отставания вовлечения в разработку залежей ачимовской толщи и пласта ЮС1 1. Выявлены условия формирования компенсационной ачимовской толщи и васюганской свиты на основе комплексной интерпретации геолого-геофизических и геолого-промысловых данных. Определен комплекс секвенсстратиграфических, ли- тологических и тектонических факторов в формировании залежей нефти ачиимовского и васюганского нефтегазоносных комплексов. Показано, что отнесение запасов залежей нефти ачимовского и васюганского комплексов к категории трудноизвлекаемых будет способствовать их вовлечению в разработку.

УДК 553.982.232
В.В. Кузьмина (ООО «СамараНИПИнефть»)

Докладчик - Кузьмина Виктория Валерьевна техник отдела управления запасами Волго-Уральской НГП в г. Оренбург № 105 СамараНИПИнефть

Трудноизвлекаемые запасы углеводородов верхнедевонских рифов юга Бузулукской впадины на территории Оренбургской области

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы углеводородов, рифовые отложения, сложное строение, разработка, рифовый резервуар

В настоящее время в Оренбургской области активно ведутся работы по поиску и разработке месторождений в рифовых отложениях. На юге Оренбургской области насчитывается около 20 открытых месторождений с подтвержденной рифовой природой. Данные резервуары характеризуются сложным строением, фациальной неоднородностью, разнообразием трещин и пор. Выполнен анализ свойств пород-коллекторов и насыщающих флюидов с целью оценки их соответствия параметрам объектов, запасы которых должны быть отнесены к категории трудноизвлекаемых. Хотя рифовые отложения являются традиционными вместилищами углеводородов, пласты имеют ухудшенные геолого-промысловые характеристики. Пустотное пространство в рифовых резервуарах сложного строения: трещины встречаются во всех фациях рифового ядра, причем их количество увеличивается сверху вниз по разрезу. Эта особенность отрицательно влияет на показатели разработки залежей. Сделан вывод, что своевременное внедрение эффективных систем разработки на рифовых месторождениях Оренбургской области позволит повысить коэффициент извлечения нефти, обеспечить прирост геологических запасов нефти и продлить сроки эксплуатации залежей.

УДК 622.276.031:550.822.3
А.С. Кузнецов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми)

Докладчик - Кузнецов Алексей Сергеевич инженер 2 категории ПермНИПИнефть Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Перми

Особенности геомеханических исследований керна для сопровождения дизайна гидроразрыва пласта

Ключевые слова: геомеханические исследования, упруго-механические свойства, статический метод, многостадийные исследования, параметр Био, гидроразрыв пласта ГРП

Лабораторные геомеханические исследования позволяют определить такие параметры, как пределы прочности и упругости, деформационные, упругие и акустические модули и коэффициенты, параметры паспорта прочности (предельное сопротивления срезу и угол внутреннего трения). В настоящее время отсутствует единый документ, регламентирующий изучение геомеханических свойств керна. Исследования проводятся по внутренним методикам лабораторий или по устаревшим стандартам 80-х годов ХХ века, которые не охватывают полный комплекс необходимых исследований. 

В статье рассмотрена разработка методических рекомендаций для лабораторных исследований кернового материала. Рекомендации направлены на получение достоверных упруго-прочностных свойств, максимально полно описывающих исследуемый объект с минимально возможными временными и экспериментальными затратами. Даны рекомендации по отбору образцов керна: их количество, размер и ориентация относительно напластования. Представлен порядок выполнения исследований по определению параметров для построения паспорта прочности: определение предела прочности при одноосном растяжении, определение предела прочности при объемном сжатии с максимальным значением бокового обжима, определение предела прочности при объемном сжатии с полуторным значением максимального значения бокового обжима. Также даны рекомендации по определению упругих модулей при многостадийном сжатии, объемной сжимаемости, сжимаемости порового пространства, сжимаемости скелета и расчету параметра Био. Отдельно выделены исследования на полноразмерных образцах керна. Указаны сложности проведения испытаний. Кроме того, предложены формы представления итоговых данных. 

Рассмотренные рекомендации, могут быть использованы для проведения исследований по определению упруго-механические свойств горных пород в лабораторных условиях для обеспечения дизайна гидроразрыва пласта, сопровождения строительства скважин и построения геомеханических моделей месторождения.

УДК 622.276.32
В.Н. Мельников, В.В. Вахрушев, С.А. Москвитин (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Докладчик - Мельников Виталий Николаевич, начальник отдела  КогалымНИПИнефть Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г.Тюмени

Влияние значений геолого-физических параметров на прогнозирование показателей разработки нефтяных залежей

Ключевые слова: выработка запасов, интенсивность разработки, геолого-физическая характеристика, дебит, обводненность, теоретическая характеристика вытеснения, функция Баклея – Леверетта, относительные фазовые проницаемости (ОФП), теоретическая продуктивность, гидравлический разрыв пласта (ГРП)

В статье дана количественная оценка влияния значений параметров геолого-физической характеристики пласта на технологические показатели разработки. Для оценки рассматривались влияние начальных геолого-физических параметров на начальные дебиты, обводненность и другие показатели и динамика параметров и показателей. Это позволило охарактеризовать процесс выработки запасов, в частности, зависимость обводненности от отбора от начальных извлекаемых запасов, а также оценить начальные дебиты, от которых часто зависит решение о вводе той или иной залежи в разработку. Кроме того, выполнен анализ влияния геолого-физических параметров на характеристику вытеснения подошвенной воды. 

Для всех рассмотренных случаев разработан универсальный алгоритм построения теоретической характеристики вытеснения и расчета теоретической продуктивности.

УДК 552.3
Е.Н. Трофимова, Е.В. Артюшкина, О.А. Быкова, А.В. Дякина, Н.В. Новикова, В.Р. Сахарова, И.Л. Цесарж, И.В. Шестерякова («СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»)

Докладчик - Новикова Наталья Владимировна, инженер 2 категории СургутНИПИнефть

Граниты. Тектонизация, зарождение углеводородов, нефтенасыщение (по материалам изучения керна ПАО «Сургутнефтегаз»)*

Ключевые слова: Западная Сибирь, керн, гранит, тектонит, динамометаморфизм, генерация, нефтенасыщение, углеводороды, сдвиг, стресс-метаморфизм

В статье приведены результаты изучения керна, отобранного из верхней части гранитного массива. В зоне контакта чехол – фундамент породы массива интенсивно тектонизированы и представлены апогранитовыми тектонитами с нефтенасыщением. Комплексное и многоуровневое изучение позволило визуализировать разрез объекта и границы продуктивной зоны, описать характер пород в зоне тектонизации и их структурно-вещественное преобразование в коллектор. Выявлено зарождение углеводоров в зернах щелочных полевых шпатов в зоне перехода гранит – тектоногранит. Основной емкостной объем приурочен к зернам измененных полевых шпатов апогранитовых тектонитов. Степень нефтенасыщения имеет прямую связь со степенью динамометаморфизма. Начальная тектонизация гранитов порождает углеводороды, последующая – генерирует, конечная – способствует миграции. Полученные данные подтвердило предположение, сделанное в более ранних работах, о зарождении углеводородов в процессе сдвига и стресс-метаморфизма. Изученный объект является примером минерального зарождения нефти.


*Основные выводы доклада о зарождении нефти в гранитах были подвергнуты критике участниками конференции и модератом секции. В сборнике материалы доклада представлены в авторской редакции без учета сделанных замечаний.

УДК 622.276.031:550.822.3
Е.Н. Трофимова, Е.В. Артюшкина, О.А. Быкова, А.В. Дякина, О.В. Косолапова, Н.В. Новикова, В.Р. Сахарова, И.Л. Цесарж («СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), С.А. Власова (ООО «ГеоИнвестПроект»)

Докладчик - Косолапова Ольга Владимировна, инженер 2 категории СургутНИПИнефть

О направлении распиловки при литологическом изучении керна (по материалам изучения керна ПАО «Сургутнефтегаз»)*

Ключевые слова: Западная Сибирь, керн, распиловка, фундамент, чехол, доюрский комплекс, сдвиг, стресс-метаморфизм, нефтенасыщение

Cточки зрения информативности литологического изучения керна (ЛИК) направление распиловки играет особую роль. Согласно требованиям руководящего документа компании «Сургутнефтегаз» в стандартных условиях продольная распиловка проводится в одном направлении состыкованного керна, плоскость спила ориентируется ортогонально направлению основных текстурных (макроструктурных) элементов. Изменения направления допускаются в нестандартных ситуациях, например, когда направление выбрать сложно, или когда требуется распилить в разных направлениях. Процессу и направлению распиловки уделено внимание во многих работах коллектива научно-исследовательской лаборатории литологии. В данной статье приведены примеры, демонстрирующие, как правильная распиловка керна позволяет значительно увеличить объем получаемой информации. В качестве примеров рассмотрено несколько объектов изучения керна доюрского комплекса. Рассмотрены также примеры выявления новых важных данных, полученных при корректной распиловке керна разных объектов исследований. Роль направления распиловки показана на фотографиях, скан-образах и микроизображениях, в описании керна, на схематических реконструкциях, при оценке текстурного характера пород на мега уровне.


*Полный иллюстративный материал представлен в презентации доклада

48 ежегодная конференция "Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности"

УДК 622.276: 004.942
М.А. Агупов, А.В. Ноздренков (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде), А.Ф. Рычков, Н.А. Бутакова, к.х.н. (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)

Докладчик - Агупов Михаил Андреевич, инженер I категории отдела интегрированного моделирования ВолгоградНИПИморнефть, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Опыт построения и применения интегрированных моделей

Ключевые слова: интегрированное моделирование, жизненный цикл интегрированной модели, индикаторные исследования, гидродинамическое моделирование, сглаживающая функция, модель скважины, водогазовое воздействие (ВГВ), материальный баланс, автоматизация

Решение современных задач разработки и добычи требуют комплексного подхода. Это обусловливает активное развитие интегрированного моделирования, позволяющего оценить влияние различных элементов системы добычи друг на друга в течение всего периода эксплуатации. Интегрированный подход, в котором все компоненты объединены в единую расчетную модель пласт – скважина – система сбора – система подготовки, в отличие от классического «дискретного» подхода позволяет оперативно оптимизировать технические решения и оценить потенциал активов. 

В статье рассмотрены разработка и применение подходов к совершенствованию интегрированных моделей месторождений в соответствии с их ключевыми особенностями. Обоснована необходимость проведения дополнительных исследований для повышения качества выполнения и адаптации интегрированных моделей, в том числе индикаторных (для анализа эффективности системы поддержания пластового давления, адаптации гидродинамической модели и др.) и реологических (особенно в условиях образования водонефтяной эмульсии). 

Дополнительная обработка входных данных с применением сглаживающей функции на основе модели Кори позволяет исключить адаптацию моделей скважин к результатам замеров, которые резко отличаются от трендов исторических параметров работы скважины (чаще всего это связано с нестабильным водопроявлением на устье). Разработан подход к созданию моделей скважин для одновременно-раздельной добычи (ОРД). В программном комплексе отсутствует возможность моделирования технологии ОРД стандартными методами. Данный подход прошел апробацию и принят к дальнейшему использованию. При доработке методики найдено нестандартное решение задачи моделирования водогазового воздействия без использования деспенсера: путем создания дубликата скважины для раздельной закачки воды и газа. Обоснован подход к моделированию водонасыщенных пластов для оценки эффективности системы поддержания пластового давления при построении упрощенных моделей пласта сверхнизкой проницаемости. Автоматизированы операции по созданию и актуализации интегрированных моделей. Разработанные алгоритмы позволяют уменьшить количество ошибок и сократить временные затраты.

УДК 55: 004.942
К.В. Андреев, Д.В. Крашаков, В.Д. Шмаков (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)

Докладчик - Крашаков Дмитрий Викторович начальник Отдела геологического моделирования ВолгоградНИПИморнефть, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Опыт интегрированного подхода при геологическом моделировании нефтяных месторождений

Ключевые слова: геологическая модель месторождения, интегрированный подход, эксплуатационное бурение, промыслово-геофизические исследования, геологические риски

Качественная и детальная геологическая модель позволяет повысить надежность и адекватность прогнозных расчетов показателей разработки, а вместе с тем наиболее полно и достоверно определить недостатки системы разработки, принять обоснованные решения по ее усовершенствованию. В рамках геологического мониторинга была поставлена задача повышения эффективности разведочного и эксплуатационного бурения. Основными направлениями работы являлись интерпретация материалов геофизических исследований новых скважин на основе существующих петрофизических моделей; построение или актуализация цифровых трехмерных геологических моделей залежей; уточнение представлений о геологическом строении объектов по результатам бурения новых скважин, сейсмических и других исследований; оценка геологических рисков. 

В статье в рамках интегрированного подхода на основе данных разведочного и эксплуатационного бурения и сейсморазведочных работ представлены результаты мониторинга геологических моделей месторождений. На примере месторождений Самарской и Волгоградской областей, а также Республики Татарстан показана эффективность предложенного подхода, который позволяет оперативно принимать решения о корректировке разведочного и эксплуатационного бурения, учитывать и оценивать геологические риски и неопределенность строения геологических объектов, а также повышать охват месторождений актуальными геологическими моделями.

УДК 550.4
А.В. Ермоловский, А.Я. Куклинский, к.х.н., Е.В. Зубарева, к.х.н., М.А. Невестенко, Е.В. Гурба, к.х.н., Ю.С. Тарасова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть», г. Волгоград)

Докладчик - Ермоловский Алексей Владимирович, начальник Отдела геохимии углеводородов и органического вещества ВолгоградНИПИморнефть, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Геохимические технологии в практике ТЭК

Ключевые слова: геохимические технологии, резервуарная геохимия, методы органи- ческой геохимии, геохимия нефти и органического вещества

В настоящее время решение задач резервуарной геохимии невозможно без проведения комплексных геохимических исследований. Так, детальное изучение керна, поверхностных нефти и газоконденсата позволяет оценить перспективы нефтегазоносности отложений, уточнить модель месторождения, установить флюидосообщаемость продуктивных зон, тип флюида, насыщающего породу, и др. Для решения этих задач используются битуминологический, пиролитический и молекулярный методы анализа керна, позволяющие определять тип органического вещества и генерационный потенциал пород. Исследования нефти и газоконденсата включают физико-химический, молекулярный и структурно-групповой в области ИК-спектра анализ. Использование хроматографии и хромато-масс-спектрометрии при проведении молекулярных исследований позволяет получить важную информацию об индивидуальном составе бензиновых фракций, н-парафиновых, изопреноидных, ароматических углеводородов и полициклических биомаркеров («отпечатков пальцев») нефти. Метод ИК-спектроскопии помогает определять тип и степень окисления нефтей. 

В статье приведен пример практического применения геохимических исследований керна и углеводородных флюидов при геолого-разведочных работах.

УДК 528.9:55
Р.Р. Имамов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)

Докладчик - Имамов Рустам Рафкатович начальник Управления прогнозирования нефтегазоносности и проектирования ГРР  ВолгоградНИПИморнефть,  Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Опыт применения технологий геоинформационных систем при планировании геолого-разведочных работ

Ключевые слова: геоинформационная система (ГИС), геолого-разведочные работы (ГРР), планирование ГРР, геолого-геофизическая информация, базы данных, проекты ГИС, интеграция информации

УДК 622.276.5.001.5
К.Г. Каган, к.т.н., А.Ю. Самойленко, к.т.н. (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)

Докладчик - Самойленко Андрей Юрьевич, начальник Центра исследования скважин, керна и пластовых флюидов  ВолгоградНИПИморнефть,  Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Опыт применения современных методов гидродинамических исследований скважин в открытом стволе

Ключевые слова: гидродинамические исследования (ГДИ) скважин, пластовое давление, проницаемость, подвижность, флюид, дебит, открытый ствол

Современные методы гидродинамических исследований скважин в открытом стволе включают комплекс взаимосвязанных технологий. Эти технологии различаются теоретической основой и техникой исполнения, направлены на обеспечение достоверности оценки запасов нефти и газа, расширение геологической информативности исследований поисково-оценочных и разведочных скважин и позволяют определять оптимальный способ заканчивания скважин, эффективно эксплуатировать скважины и оптимизировать разработку месторождения. Применение современных методов гидродинамических исследований скважин в открытом стволе дает возможность выполнять стандартные замеры давления на различных глубинах; определять пластовое давления в каждой, глубинный и интервальный градиенты давления, положение межфлюидных контактов; оценивать потенциальную продуктивность и дебиты; отбирать представительные пробы пластовых флюидов. 

В статье рассмотрены методы и алгоритмы современных гидродинамических исследований скважин в открытом стволе, которые используются ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», ООО «Нефтяная компания «Приазовнефть»», ООО «Каспийская нефтяная компания».

УДК 622.276: 004.942
А.И. Кадыков1, В.А. Ноздренков1 1Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде

Докладчик - Кадыков Илья Андреевич инженер 1 категории Отдела интегрированного моделирования ВолгоградНИПИморнефть, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Практическое применение интегрированных моделей в производственном процессе

Ключевые слова: интегрированная модель, оценка рисков, анализ работы скважин, влияние системы сбора и транспорта, сценарии разработки месторождения, взаимовлияние скважин

Возможности интегрированной модели не ограничены решением классических задач, таких как расчет технологического режима и показателей на среднесрочный период. Интегрированная модель позволяет оперативно решать нетривиальные задачи в рамках производственного процесса. 

В статье объектом исследований являются действующие интегрированные модели месторождений, применяемые в рамках опытно-промышленной эксплуатации. Дано описание практического применения интегрированных моделей месторождений в рамках производственного процесса. 

 Рассмотрено решение оперативных задач, связанных с оценкой и анализом работы скважин. Расчеты на интегрированной модели, связные с анализом работы скважин, дают возможность оценить соответствие используемого внутрискважинного оборудования планируемым режимам работы, заблаговременно определить возможные риски прекращения фонтанирования, осложнения при эксплуатации скважины и принять меры для дальнейшей стабильной эксплуатации. Оценено влияния системы сбора и транспорта на добычу продукции. Расчеты влияния системы сбора и транспорта на объемы добычи с использованием интегрированной модели помогли определить оптимальный вариант направления потоков продукции без снижения добычи, а также увеличить добычу нефти путем перераспределения потоков и изменения давления в системе. Выполнен расчет сценариев разработки месторождения. Определено взаимовлияние скважин на месторождении, а также влияние соседних месторождений. 

Полученные результаты расчетов использованы при разработке месторождений.

УДК 550.834
П.Н. Крук (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)

Докладчик - Крук Павел Николаевич начальник Центра сейсмических исследований ВолгоградНИПИморнефть,
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Опыт использования отечественного программного обеспечения для комплексной интерпретации данных сейсморазведки 2D/3D

Одним из основных условий, определяющих успешное развитие нефтегазодобывающей отрасли, является ее обеспеченность эффективными современными программными комплексами.
Целью данного доклада является акцентирование внимания специалистов на возможные перспективы использования Российского программного обеспечения для интерпретации данных сейсморазведки. В работе представлен опыт использования отечественного комплекса «Geoplat Pro-S» (Grid Point Dynamics, Россия) для структурной и динамической интерпретации данных сейсморазведки, применения реализованных в нём оригинальных модулей, не имеющих прямых аналогов в продуктах других компаний. 
Пакет «Geoplаt Pro-S» является современным развитием комплекса «DV1-Discovery», разрабатывавшегося в Центральной Геофизической Экспедиции и широко использовавшегося российскими нефтяными и сервисными компаниями на протяжении более 15 лет. В настоящее время поддерживается и активно развивается российской компанией GridPoint Dynamics (резидент Сколково), включен в единый реестр российского программного обеспечения (Реестр Минкомсвязи РФ). 

УДК 665.612: 004.942
Н.Н. Польская, А.Ю. Самойленко, И.П. Потемкин, Д.С. Емельянов, Д.А. Чухнин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)

Докладчик - Польская Наталья Николаевна начальник Отдела анализа пластовых флюидов ВолгоградНИПИморнефть, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Математическое моделирование при учете попутно добываемого газа

Ключевые слова: нефтяной газ, нефть, PVT-исследования, газовый фактор

Для достоверной оценки прогнозного количества нефтяного газа необходимо учитывать корректность оценки и выбора газового фактора, определяемого в лабораторных условиях при PVT-исследованиях. Для нефти с газовым фактором более 300 м3/м3 большое значение имеет вид сепарации пластовой нефти. Отмечено, что газовые факторы, полученные при дифференциальном разгазировании, могут существенно отличаться от значений, определенных при ступенчатой сепарации пластовой нефти, и результатов промысловых замеров. Завышенное газосодержание может привести к значительному расхождению расчетного количества нефтяного газа и замеренного на промысле. Это может стать причиной нарушения постановления правительства Российской Федерации от 8 ноября 2012 г. № 1148, согласно которому Российские нефтяные компании должны утилизировать не менее 95 % нефтяного газа. По мнению авторов, результаты ступенчатой сепарации пластовой нефти являются более предпочтительными для прогноза объема нефтяного газа. В случае отсутствия данных ступенчатой сепарации предложено создавать математическую модель фазового состояния пластовой нефти. Такая модель позволит получить дополнительную информацию о свойствах пластового флюида и решать частные задачи, возникающие в процессе разработки нефтяных месторождений. Одной из таких задач является определение текущего объема выделяющегося из нефти газа для фактических термобарических условий сепарации с учетом сезонных температур и возможного изменения промыслового оборудования.

УДК 622.276.031.011.433
О.Н. Шевченко, М.В. Топилин, Д.Ю. Бунин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)

Докладчик - Шевченко Оксана Николаевна инженер 1 категории Отдела проектирования
и мониторинга разработки Южного региона ВолгоградНИПИморнефть, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Волгограде

Аналитическое определение критических градиентов фильтрации для низкопроницаемых коллекторов как альтернатива экспериментальным иссследованиям керна

В последнее время во всем мире наблюдается тенденция к ухудшению структуры запасов угловодородного сырья. Растет число месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, наибольшую часть которых составляют залежи в низкопроницаемых коллекторах. Гидродинамическое моделирование подобных коллекторов вызывает определенные трудности. Затруднительно корректно адаптировать модель к истории разработки вследствие того, что для низкопроницаемых объектов характерен нелинейный характер фильтрации, а все гидродинамические симуляторы базируются на линейном законе фильтрации. Поэтому очень часто используется метод подбора параметров гидродинамической модели.

В статье рассмотрено построение гидродинамической модели в симуляторе Tempest, в котором реализована возможность моделирования нелинейной фильтрации в условиях высоковязкой нефти. Для этого использованы «запирающий градиент фильтрации» и «множитель на поток». Первый – ограничивает зону дренирования скважины, второй – кратно уменьшает скорость фильтрации флюида. Показана возможность использования данного метода адаптации модели для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Предложена аналитическая модель, позволяющая определить предельные градиенты фильтрации для условий низкопроницаемого коллектора. Для апробации метода использована гидродинамическая модель месторождения им. В.Н. Виноградова.