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.

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.

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. 

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

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. 

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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».

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.

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.