В настоящее время гидродинамическое моделирование является основой при проектировании и сопровождении месторождений углеводородов. В свою очередь адекватность гидродинамической модели тесно связана с количеством и качеством исходных данных. Решить проблему недостаточности или низкого качества исходных данных можно с использованием технологии «Цифровой керн».

В статье дано описание разработанной стохастической порово-сетевой модели. Приведены результаты тестирования созданной компьютерной программы. Рассмотрены результаты ее применения для обоснования зависимости пористость – абсолютная проницаемость пласта БВ Самотлорского месторождения.

Стохастическая порово-сетевая модель виртуальных образцов горной породы строилась в два этапа. Первый этап состоял в стохастической реконструкции пустотного пространства. На втором этапе выполнялся расчет абсолютной проницаемости, исходя из численной имитации течения однофазной несжимаемой жидкости в поровых каналах.

Список литературы

1. Okabe H. Pore-Scale Modelling Of Carbonates: PhD dissertation. - 2004.

2. Idowu N.A. Pore-Scale Modeling: Stochastic Network Generation and Modeling of Rate Effects in Waterflooding: Ph.D. Dissertation. - 2009.

3. Comprehensive Pore Structure Characterization Using 3D Computer Reconstruction and Stochastic Modeling/ M.A. Ioannidis, I. Kwiecien, I. Chatzis [et al.]// SPE 38713-MS. - 1997.

4. Direct and stochastic generation of network models from tomographic images; effect of topology on residual saturations/R.M. Sok, [et al.]//Transport in Porous Media. - 2002. – V. 46. - P. 345-371.

5. Степанов С.В. Комплекс вычислительных технологий для повышения качества моделирования разработки нефтяных и газовых месторождений: дис. … д-ра техн. наук. – Тюмень, 2016.

6. A New Approach for Constructing Pore Network Model of Two Phase Flow in Porous Media H. Nowroozi [et al.]. - 2009.

7. Москалев П.В., Шитов В.В. Математическое моделирование пористых структур. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2007.

Рассмотрены результаты применения разработанной компьютерной программы для численного исследования работы добывающей скважины на пласт БВ₈^1-3 Самотлорского месторождения. Компьютерная программа создана на основе физико-математической модели, описывающей фильтрацию нефти и воды в пласте, в том числе с учетом неравновесных относительных фазовых проницаемостей (ОФП) по модели Г.И. Баренблатта.

Приведены результаты тестирования компьютерной программы, в том числе при использовании расчетных сеток различной конфигурации и детализации. Установлено, что для приемлемого по времени и качеству расчета работы скважины можно использовать равномерную расчетную сетку. Рассмотрены результаты исследования влияния способов решения системы линейных уравнений.

Представлены результаты исследования динамики обводненности скважины в зависимости от специфики режима ее эксплуатации и особенностей строения пласта. Во всех случаях неравновесность ОФП приводит к наличию выраженных пульсаций обводненности

Список литературы

1. Степанов С.В. Численное исследование влияния капиллярного давления и сжимаемости на динамику обводненности скважины // Нефтяное хозяйство. -2008. - № 8. - С. 72-74.

2. О.Н. Пичугин, П.Н. Соляной, Гаврись А.С., Косяков В.П., Кошеверов Г.Г. Совершенствование систем разработки месторождений на основе комплексного анализа информации о малоамплитудных тектонических нарушениях // Нефтепромысловое дело. – 2015. - № 11. - С.5-15.

3. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. – Москва-Ижевск: ИКИ, 2003. - 288 с.

4. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем/пер. с англ. – М.: Недра, 1982. – 407 с.

Рассмотрена проблема оценки коэффициента нефтегазонасыщенности низкоомных коллекторов при геологическом моделировании и подсчете запасов углеводородов. При представлении материалов геологического моделирования и подсчета запасов углеводородов в ФБУ «ГКЗ РФ» приняты два способа оценки коэффициента нефтегазонасыщенности. Первый (основной) способ предполагает использование в качестве петрофизической основы зависимостей Дахнова – Арчи, построенных по представительным результатам изучения керна. Альтернативным вариантом определения коэффициента нефтенасыщенности является использование связи между удельным электрическим сопротивлением пласта и его объемной влажностью, определенной по результатам анализа керна и каротажных данных по скважинам, пробуренным с применением промывочной жидкости на нефильтрующейся основе. Обе методики напрямую включают удельное электрическое сопротивление нефтенасыщенного пласта, которое может быть занижено в силу различных причин (из-за присутствия в пласте сульфидов железа, оксидов и железистых пленок на поверхности пор и нефтяных капель, межслоевых катионов и др.). Соответственно коэффициент нефтенасыщенности, определенный по этим методикам, также будет заниженным.

Для оценки коэффициента нефтегазонасыщенности сложнопостроенных, в том числе низкоомных коллекторов, разработана оригинальная методика. По данным комплекса ГИС и материалам изучения керна определяется коэффициент пористости прослоя. По результатам комплексной интерпретации материалов ГИС оценивается статический потенциал. С использованием данных исследования керна рассчитывается объемная влажность, строится зависимость керн – ГИС и определяется коэффициент нефтегазонасыщенности продуктивного коллектора.

Критерии нефтенасыщенности интерпретируемого по ГИС пласта заключаются в следующем: 1) коэффициент нефтенасыщенности, определенный по предлагаемой методике, больше коэффициента нефтенасыщенности, определенного по стандартным методикам (слабое условие); коэффициент нефтенасыщенности, определенный по предлагаемой методике, больше или равен 50 % (сильное условие).

Приведены результаты интерпретации низкоомных нефтенасыщенных коллекторов некоторых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Список литературы

1. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом/под ред. В.Н. Петерсилье, Г.Г. Яценко. – М.–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ Тверьгеофизика, 2003.

2. Кузьмичев О.Б., Гарифуллин И.И. Аппаратурно-методический комплекс исследования сложно построенных, в том числе низкоомных, коллекторов месторождений Западной Сибири// Нефтяное хозяйство. – 2016. - № 8. - С. 20-24.

3. Кузьмичев О.Б. Методика оценки характера насыщения сложно построенных, в том числе низкоомных, коллекторов месторождений Западной Сибири// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. - № 11. - С. 26-32.

4. Ежова А.В. Методика оценки нефтенасыщенности низкоомных коллекторов в юрских отложениях юго-востока Западно-Сибирской плиты // Известия Томского политехнического университета. – 2006. – Т. 309. – № 6. – С. 23-26.

5. Мельник И.А. Причины понижения электрического сопротивления в низкоомных коллекторах // Геофизические исследования. – 2014. – Т. 15. - № 4. - С. 44-53.

6. Опыт выделения низкоомных нефтенасыщенных коллекторов по данным ГИС / И.Ф. Рустамов, А.А. Хальзов, Р.Г. Сарваретдинов //Нефтепромысловое дело. – 2013. - № 3. - С. 18-25.

7. Кобранова В.Н. Петрофизика. – М.: Недра, 1986. – 392 с.

8. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. - М.:Недра, 1966. - 206 с.

9. Кузьмичев О.Б. Исследование естественных электрических полей в нефтегазоразведочных скважинах (теория, аппаратура, методика, скважинные испытания). - СПб.: ООО «Недра», 2006. - 252 с.

10. Кузьмичев О.Б. Основы теории самопроизвольной поляризации в нефтегазоразведочных скважинах: от однородной до неоднородной по сопротивлениям среды//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. - № 9. - С. 37-42.

11. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2004611119 «Определение подсчетных параметров на основе совместной интерпретации данных каротажа ПС и электрометодов ГИС для старого фонда скважин (IntREst)» / Кузьмичев О.Б., Баймухаметов Д.С., Ливаев Р.З. ; правообладатель ООО «КогалымНИПИнефть». Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ, г. Москва, 5 мая 2004 г.

12. Кузьмичев О.Б., Баймухаметов Д.С., Ливаев Р.З. Программа для ЭВМ «Определение подсчетных параметров на основе совместной интерпретации данных каротажа ПС и электрометодов ГИС для старого фонда скважин» (IntRest)// Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. – 2005. - № 2. - С. 156.

Исследования в области математического моделирования фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов проводились в отделе создания и мониторинга геологических моделей Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. Проведение работ было обусловлено необходимостью опробования метода гидравлической единицы потока для месторождений Пермского края. Главная задача заключалась в выявлении закономерностей и особенностей каждого класса коллектора, выделенного при помощи индикатора гидравлической единицы потока. Графическая и геолого-статистическая обработка информации проведена с использованием программ MS Excel, Statistica и IRAP RMS. Для исследования выбрана геологическая модель бобриковского пласта Москудьинского месторождения.

Для фациального комплекса проток дельт, выделенного при анализе керна и материалов геофизических исследований скважин, при помощи индикатора гидравлической единицы потока определены некоторые зависимости ухудшения ФЕС с увеличением глубины. Выделены группы значений, формировавшие линейные уравнения с близкими угловыми коэффициентами. Рассмотрены особенности каждой группы с учетом выделенных классов коллекторов. Сформирован ряд факторов, влияющих на различия изменений свойств коллекторов.

Исследовано предположение о наличии глинистого материала. Результаты анализа графиков распределения коэффициента глинистости по глубине для каждой из выделенных групп подтвердили гипотезу о росте коэффициента глинистости, а следовательно, ухудшении ФЕС с глубиной. Показано, что верх разреза представлен в большей степени породами, принадлежащими группе, обладающей лучшими ФЕС. К низу разреза преобладают породы группы с меньшими показателями свойств.

Проведенные исследования позволяют сделать следующий вывод. Выделенные группы имеют разную степень накопления глинистого материала. Большая глинизация прослеживается ниже уровня водонефтяного контакта. Изменение свойств глинистого материала в процессе разработки месторождений будет ухудшать ФЕС коллектора. Дифференциация рассмотренных групп позволит в дальнейшем правильно оценивать процессы, протекающие при разработке месторождений, более обосновано проектировать бурение новых скважин и адаптировать геолого-гидродинамические модели.

Список литературы

1. Урасинова Ю.А. Выделение классов коллекторов на основе метода гидравлических единиц потока на Москудьинском месторождении: Т1. – Пермь: Издательство ПГНИУ, 2015. – С. 526-529.

2. Мангазеев В.П., Белозеров В.Б. Методика отображения в цифровой геологической модели геолого-фациальных особенностей терригенного коллектора // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. – С. 66-70.

3. Кошовкин И.Н., Белозеров В.Б. Отображение неоднородностей терригенных коллекторов при построении геологических моделей нефтяных месторождений // Известия Томского политехнического университета. – 2007. – Т. 3. - № 2. - С. 26-32.

4. Совершенствование технологии комплексного прогноза фаций на примере бобриковских отложений Москудьинского месторождения нефти/ И.С.Путилов, Е.Е. Винокурова, А.С. Пулина, Е.Г. Чемисова// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – №8. – С. 37-41.

В работе оценена текущая система заводнения ачимовской толщи на Поточном месторождении. Предложен способ повышения эффективности системы заводнения и представлены результаты его внедрения. Приведена динамика показателей при разных расстояниях между нагнетательной и добывающей скважинами. Обоснована недостаточная текущая эффективность системы заводнения и предложена ее трансформация. Для обоснования эффективности трансформации системы разработки выполнены сравнительные расчеты эксплуатации изолированного участка в районе скв. 118Р с использованием секторной геолого-гидродинамической модели. Результаты расчетов подтвердили выдвинутое предположение, после чего была предложена программа промышленного испытания метода.

В рамках опытно-промышленных работ предложена трансформация системы заводнения, реализованной на соседнем разбуренном участке, за счет перевода части низкопродуктивных добывающих скважин под нагнетание воды. Подготовлена и адресная программа оптимизации системы поддержания пластового давления. Показано, что реализация предложенных решений выполнены обеспечило дополнительную добычу нефти. Экономический эффект за 2016 г. составил 89,7 млн руб

Список литературы

1. Уиллхайт Г.П. Заводнение пластов – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. – 788 с.

2. Стародубцев О.В., Соколов И.С. Анализ эффективности системы заводнения на объекте ачимовская толща Поточного месторождения с применением аналитических методов. В сб. материалов 14-й конференции молодых ученых и специалистов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени. – Шадринск: Изд-во ОГУП «Шадринский дом печати», 2014. – С. 232-244.

За последние годы требования к качеству и детальности гидродинамических моделей существенно повысились. С увеличением числа объектов разработки и длительности их эксплуатации растет число проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ). В настоящее время гидродинамические расчеты применяются не только при проектировании разработки, но и при назначении большинства ГТМ. Для данных расчетов широко используется зарубежное программное обеспечение (ПО).

В статье дано описание разработанных модулей корпоративного гидродинамического симулятора «Техсхема», которые используются для контроля качества геолого-гидродинамических моделей и оперативного планирования ГТМ.

Список литературы

1. Временный регламент оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей, представляемых пользователями недр в составе технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья на рассмотрение ЦКР Роснедр по УВС. – 2012.

2. Алгоритмы: построение и анализ / Т. Кормен, Ч. Лейзерсон, Р. Ривест, К. Штайн // под. ред. Красикова И.В. – 2-е изд. – М.: Вильямс, 2005. – 1296 с.

3. Thiele M.R., Gerritsen M., Blunt M. Streamline Simulation. – USA, Richardson: SPE, 2011. – 238 p.

4. Родионов С.П., Орехова Л.Н. Методика расчета фильтрационных характеристик при апскейлинге геологических моделей // Вестник ТюмГУ. - 2008. - № 6. - С. 64-68.

Согласно общепринятой в настоящее время концепции поиска нефти в породах Баженовской свиты одним из ключевых факторов оценки перспективности является содержание органического вещества С_орг. Прогнозное распределение С_орг по площади базируется на результатах лабораторных исследований керна и не всегда соответствует фактической геохимической обстановке ввиду низкой концентрации исследований. В связи с этим выполнить детальный прогноз С_орг в масштабах исследуемой территории и, следовательно, уточнить потенциально перспективные районы достаточно проблематично. Для решения указанной проблемы предложена методика прогноза С_орг по данным геофизических исследований скважин (ГИС), которая основана на корреляционных связях геохимических параметров с параметрами, полученными по данным спектрометрического гамма-каротажа (СГК).

Список литературы

1. Батурин Г.Н. Уран в современном морском осадкообразовании. – Москва: Атомиздат, 1975г. - 152 с.

2. Гурари Ф.Г., Матвиенко Н.И. Палеогеография баженовской свиты по распределению в ней урана // Тр. Ин-та / СНИИГГиМС. - 1980. - Вып. 275 - 132 с.

Целью исследований является геолого-геохимическое изучение доманиковых отложений Республики Башкортостан в. Исследуемые отложения приурочены к доманиковому горизонту верхнего девона и распространены почти на всей территории РБ. В ходе исследований проведен литофациальный анализ, проанализированы данные о нефтеносности, выполнены геохимические исследования кернового материала: определение содержания органического углерода (С_орг), отражательной способности витринита (ОСВ), пиролиз. Породы доманикового горизонта характеризуются С_орг от 3,0 до 29,1% масс. Пиролитические характеристики указывают, что органическое вещество достигло степени катагенеза МК₁- МК₂, соответствующей главной зоне нефтегенерации «oil window», что подтверждают значения ОСВ, достигающей 0,46-0,71 Rо. Для характеристики термобарических условий впервые в Башкортостане построены карты пластовых давлений и современных температур, приведенных к кровле доманикового горизонта. Пластовые температура и давление возрастают с севера на юг в направлении Мраковской депрессии. Установлено, что район наибольших перспектив нефтеносности доманикового горизонта охватывает территорию Верхне-Камской впадины, краевые части Башкирского свода, северо-восточную краевую часть Южно-Татарского свода и прилегающие части Благовещенской впадины и Бирской седловины. Новизна и актуальность исследований в том, что на основании анализа вновь полученной геохимической информации доманиковых отложений была проведена оценка их катагенетической зрелости, рассмотрено их соответствие по термобарической характеристике критериям оптимальности поисков сланцевых УВ и намечено дальнейшее изучение юго-восточной части Мраковской депрессии, где данный комплекс отложений представляет наибольший интерес.

Список литературы

1. Сюндюков А.З. Карбонатные отложения верхнего девона Западной Башкирии (типы, литолого-фациальные особенности и нефтеносность). - М.: Наука, 1961. - 89с.

2. Выделение эффективных толщин доманиковых и доманикоидных отложений с высоким содержанием ОВ (>2%)/ О.Р.Привалова, Т.В. Бурикова, Р.Х. Масагутов, В.Н. Минкаев// В сб. Перспективы увеличения ресурсной базы разрабатываемых месторождений, в том числе из доманиковых отложений: материалы конференции.- Лениногорск: ПАО «Татнефть», 2015г. - С. 65-70.

3. Перспективы нефтегазоносности доманиковых битуминозных формаций девона Башкирии, / Н.П. Егорова, Н.С. Студенко, О.Д. Илеменова, Т.Г.Борисова//В сб. Научное обеспечение стабилизации добычи нефти в Башкирии// Тр. ин-та/ Башнипинефть. - 1988. - Вып. 77. - С. 58-65.

4. Масагутов Р.Х., Илеменова О.Д., Студенко Н.С. Геолого-геохимические особенности доманиковых формаций девона Башкортостана в связи с перспективами их нефтегазоносности // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1994.- № 12.- С. 3-7.

5. Палеогеотермические критерии размещения нефтяных залежей/ И.И. Аммосов, В.И. Горшков, Н.П. Гречишников, Г.С. Калмыков .- М.: Недра. 1977. -156 с.

6. Илеменова О.Д., Лозин Е.В., Масагутов Р.Х. Степень преобразованности доманикитов и их роль в нефтеобразовании в Башкирском Приуралье // В сб. Доразработка и нефтеотдача месторождений Башкортостана»//Тр. ин-та/ Башнипинефть. - 2001. - Вып. 108.- С. 27-34.

Информационно-аналитическая система (ИАС) WellInfo представляет собой программно-аппаратный комплекс, предназначенный для загрузки, хранения, предоставления пользователям и выгрузки всего спектра геолого-геофизической, промысловой и прочей информации о нефтяным и газовым месторождениям. Основной предпосылкой к созданию ИАС WellInfo стала необходимость уменьшения затрат на поиск и повышение качества исходной информации при проведении научно-технических работ. В настоящее время ИАС WellInfo является центральным хранилищем всего спектра геологической, геофизической и промысловой информации.

Типовая конфигурация ИАС WellInfo включает базу данных, сервер приложений, рабочее место клиента, ГИС-сервер и программу загрузки каротажных кривых. База данных WellInfo состоит из более чем 1300 таблиц, в которых определено более 30000 атрибутов, и электронного каталога документов. В качестве системы управления данными используется пакет Oracle Database 11g Enterprise Edition, функционирующий в операционной системе Oracle Enterprise Linux. Сервер приложений разработан как web-приложение на базе стека технологий Java Enterprise Environment. Клиентское приложение выполнено по технологии Adobe Flash Player на языке ActionScript v.3 и функционирует на пользовательских компьютерах под управлением операционных систем семейства Windows. Архитектура сервера приложений строится по модульному типу. Набор базовых технологий, отвечающих за функционирование системы в целом, сосредоточен в ядре системы. Функциональность ИАС WellInfo разбита на отдельные модули. Всего в системе имеется 11 прикладных и 7 служебных модулей.

Cформулированы основные направления развития ИАС WellInfo для следующей версии.