авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 |
-- [ Страница 1 ] --

6 37

Комплексирование данных Эффективная технология

геологии, производства низкозастывающих

петрофизики и разработки дизельных топлив в ОАО

«АНПЗ ВНК»

при моделировании

сложнопостроенных коллекторов

20 54

Влияние седиментационных Методика обоснования

неоднородностей нефтяного инвестиционных проектов

месторождения на в области экологической эффективность его разработки безопасности 42011 [октябрьдекабрь] Выпуск 25 СОДЕРЖАНИЕ КОНФЕРЕНЦИИ 3 Подведены итоги VI межрегиональной научно-технической НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ конференции молодых специалистов компании «Роснефть»

ВЕСТНИК ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

6 Бочков А.С., Галеев Р.Р.

Издается с 2006 года Комплексирование данных геологии, петрофизики и разработки при моделировании сложнопостроенных коллекторов РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ 10 Киселев В.М., Кинсфатор А.Р., Чашков А.В.

Худайнатов Э.Ю. Анизотропия проницаемости трещиноватых карбонатных коллекторов (главный редактор) 15 Поляков А.А., Кринин В.А., Жемчугова Т.А.

Байков В.А. Влияние ложных флюидоупоров на нефтегазоносность нижнемеловых резервуаров Большехетской террасы Бачин С.И.

Берлин А.В.

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Гилаев Г.Г. 20 Мельникова О.А., Терешкин В.В., Тимашев Э.О.

(заместитель главного редактора) Влияние седиментационных неоднородностей нефтяного Гончаров И.В. месторождения на эффективность его разработки Грибов Е.А.

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Давыдова Е.А.

23 Яхин В.Ф.

Думанский Ю.Г. Применение эжекторной технологии в системе сбора продукции скважин Заикин И.П. 26 Летичевский А.Е., Бадамшин Р.Р., Кукушкина О.А.

Исмагилов А.Ф. Оптимизация длины горизонтальной скважины 31 Иванов Г.С., Шайхулов А.М., Хаков А.Р.

Кажаров Р.Н.

Интенсификация добычи нефти на основе переинтерпретации данных гео Кошовкин И.Н.

физических исследований скважин в водонасыщенных пластах Кузнецов А.М.

Малышев Н.А. ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ Рудяк К.Б. 34 Панин И.Н., Цимбалюк А.Е., Ашихмин А.В., Денисов А.Н.

О новой технологии очистки нефтяного газа от сероводорода Телин А.Г.

Томин В.П.

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И Тыщенко В.А.

НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕ Уваров Г.В.

37 Писаренко Н.О., Павлов И.В., Дружинин О.А., Хандархаев С.В., Щукин Ю.В. Твердохлебов В.П., Бурюкин Ф.А.



Эффективная технология производства низкозастывающих дизельных Журнал по решению ВАК Минобрнауки России топлив в ОАО «АНПЗ ВНК»

включен в «Перечень российских рецензируемых научных журналов, в которых должны быть опубли- ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ кованы основные научные результаты диссертаций 40 Шаповалов М.А., Поздняков А.А., Бестужевский М.В.

на соискание ученых степеней доктора и кандидата Программа для расчета нестандартных отводов и переходов наук» (редакция 17.06.2011 г.). технологических трубопроводов Журнал включен в Российский индекс научного цитирования.

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ СЕКРЕТАРИАТ 42 Волгин В.А., Дьяченко О.И.

Хлебникова М.Э. (ответственный Разработка методики комплексной оценки эффективности эксплуатации месторождений секретарь редакционной коллегии) 47 Малышев С.А., Монич А.И., Мишкина А.В.

Мамлеева Л.А.

Оценка приращения минимальных рентабельных запасов, Сдано в набор 07.11.2011 анализ рисков Подписано в печать 05.12. Тираж 1300 экз. ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭНЕРГЕТИКА © ОАО «НК «Роснефть», 2011 И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ 51 Вахрушев П.В., Моисеенко А.Б.

Зарегистрирован Поиск однофазных замыканий на землю в распределительных сетях Федеральной службой по надзору электроснабжения 6-10 кВ за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охране ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ культурного наследия БЕЗОПАСНОСТЬ 01.06.2007 г. ПИ № ФС77- 54 Мерзлякова Е.А.

При перепечатке материалов ссылка на Методика обоснования инвестиционных проектов в области «Научно технический вестник экологической безопасности ОАО «НК «Роснефть» обязательна Отпечатано в ООО «Август Борг» 58 Рефераты Научное редактирование статей и 62 Алфавитный перечень статей, опубликованных prepress ЗАО «Издательство в Научно-техническом вестнике ОАО «НК «Роснефть» в 2011 году «Нефтяное хозяйство»

117997, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/ www.oil-industry.ru КОНФЕРЕНЦИЯ Обращение президента ОАО «НК «Роснефть» к участникам конференции Уважаемые коллеги, дорогие друзья!

Рад приветствовать вас на VI Межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов, одном из важнейших и уже тради ционных мероприятий «Роснефти». Для большинства из вас не секрет, что сейчас мы решаем новые задачи, связанные с выходом в Арктику, освое нием новых нефтегазовых провинций, трудноизвлекаемых запасов нефти, капитализацией газового бизнеса;

работаем над активным внед рением IT в технологии бурения и добычи, модернизацией НПЗ и наращи ванием высокотехнологичных процессов в переработке. В этих условиях разработка новых идей – не просто часть жизнедеятельности компании, но и неотъемлемый элемент ее конкурентоспособности. Быть может, в рамках этой конференции именно вы впервые озвучите идеи, которые помогут по-новому взглянуть на ресурсный потенциал компании, ее воз можности в области добычи, переработки и сбыта.

Значение инноваций в нефтегазовом бизнесе трудно переоценить.

В 2010 г. только за счет инновационных технологий компанией «Роснефть» добыто около 20 млн. т нефти. Средний коэффициент извлечения нефти за последние 5 лет увеличен от 35 до 38 %, что экви валентно приросту запасов более чем на 500 млн. т. В связи с расту щей значимостью новых технических решений мы существенно усили ли это направление – ввели должность вице-президента по иннова ционному развитию, создали департамент НТР и инноваций. В 2011 г.





объем финансирования разработки новых технологий увеличен в разы – до 8 млрд. руб. Продолжает успешно работать корпоративная система непрерывного образования «Школа–Вуз–Предприятие», в 2011 г. 930 млн. руб. будет вложено в обучение персонала, 140 млн. руб. мы направляем на работу с вузами. Однако никакие управленческие новации и вложения не заменят компании главного – творчески мыслящих специалистов, носителей новых идей.

Дорогие друзья, как вы знаете, в рамках разработки стратегических приоритетов компании мы планируем полное преобразование системы НИОКР и повышение приоритетности инновационного портфеля по стра тегическим направлениям развития бизнеса. Рассчитываю, что разви тию технологической экспертизы будет способствовать не только транс фер в Россию ноу-хау из зарубежных стран, но и создание их здесь, собст венными интеллектуальными силами наших молодых специалистов.

Поэтому ежегодно лучшим научно-техническим проектам компания обес печивает практический старт, а наши молодые ученые становятся полно правными участниками корпоративной научно-проектной деятельности «Роснефти».

Сегодня вы стали участниками конференции, тем самым заявив о высоком уровне знаний и навыков в области нефтяной промышленности.

В рамках работы конференции вам предстоит отстаивать свою точку зре ния, обсуждать теоретические и прикладные проекты, спорить, доказы вать, убеждать и переубеждать. И пусть в этой работе рождаются новатор ские решения, смелые идеи, перспективные проекты, которые завтра, быть может, займут достойное место в деятельности крупнейшей нефтя ной компании страны.

Желаю вам уверенности в собственных силах, неустанного самосовершенствования и, конечно, удачи!

Президент ОАО «НК «Роснефть»

Э.Ю. Худайнатов 2 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

КОНФЕРЕНЦИЯ Подведены итоги VI межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов компании «Роснефть»

Корпоративные научно-технические конференции – ежегодный смотр научно-тех нического творчества предприятий, позволяющий вовлекать молодых специалистов в инновационную и исследовательскую деятельность для решения задач современ ного производства.

Участниками нынешнего интеллектуального корпоративного форума стали 190 молодых сотрудников дочерних производственных и научно-исследовательских предприятий. В 10 номинациях они представили 169 проектов по самым актуаль ным направлениям деятельности ОАО «НК «Роснефть».

Все работы прошли экспертизу конкурсной комиссии в составе вице-президен тов компании, которую возглавлял первый вице-президент Павел Федоров.

Разработки оценивало конкурсное жюри под председательством вице-президен та Владимира Миловидова. Члены жюри – руководители департаментов, управле ний, специалисты профильных департаментов. В приветствии вице-президента ОАО «НК «Роснефть» Сергея Караганова участникам конференции была особо под черкнута одна из наиболее актуальных задач компании – привлечение высоко квалифицированных кадров. Молодые, инициативные и креативные специали сты – интеллектуальный потенциал и главный резерв «Роснефти».

По опыту прошлых лет, более 30% проектов, представленных на конференции и занявших призовые места, внедряются в производство, приносят положительный эффект. В программе конференции ее организатор – департамент кадров – пред усмотрел не только презентацию проектов, работу в секциях, но и деловую игру «Нефтяные короли». В увлекательной игровой форме ребята попробовали себя в роли топ-менеджеров крупной компании, пообщались, приобрели коммуникацион ные навыки. Победителями и номинантами конференции стали 60 молодых специа листов – они отмечены дипломами I, II и III степени, денежными сертификатами (100 тыс. руб. за первое, 70 тыс. руб. – за второе и 40 тыс. руб. – за третье место) и ценными подарками. По завершении конференции они были приглашены на прием к президенту компании Эдуарду Худайнатову.

Э.Ю. Худайнатов поздравил молодых интеллектуалов, вручил им памятные подарки. Эдуард Юрьевич рассказал ребятам о перспективах и ближайших планах компании, ответил на их вопросы. В завершении встречи президент «Роснефти»

поручил провести стажировки молодых специалистов в профильных департаментах Центрального аппарата компании.

В этом выпуске Научно-технического вестника представлены статьи, подго товленные молодыми специалистами – победителями конференции. Статьи победителей, не вошедшие в данный выпуск, будут опубликованы в последую щих номерах.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

КОНФЕРЕНЦИЯ ПОБЕДИТЕЛИ И НОМИНАНТЫ Секция № 1. «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений»

Бочков А.С., Галеев Р.Р. (ООО «РН-УфаНИПИнефть») I место Комплексирование данных геологии, петрофизики и разработки при моделировании сложнопостроенных коллекторов Григорьева М.П. (ООО «РН-УфаНИПИнефть») II место Геологическое обоснование выбора скважин для ПВЛГ в недоизученных пластах на примере Фаинского месторождения Скворцов А.М.(ЗАО «Ванкорнефть») Фациальный анализ пластов с целью выявления зон распространения коллекторов с улучшенными ФЕС III место на примере яковлевского продуктивного горизонта Ванкорского месторождения Победитель в номинации Хаков А.Р. (ОАО «Удмуртнефть») «За свежий взгляд Интенсификация добычи нефти на базе переинтерпретации данных ГИС в водонасыщенных пластах на старые месторождения»

Победитель в номинации Юдин Е.В. (ООО «РН-Юганскнефтегаз») «Практическая значимость» Использование промысловых данных для оптимизации режимов работы скважин Секция № 2. «Добыча нефти и газа»

Давыдов Д.С.(ОАО «Самаранефтегаз») I место Новая интеллектуальная станция управления, основанная на оптоволоконном методе контроля параметров скважины Динуров О.Ф. (ООО «РН-Юганскнефтегаз») II место Применение оппозитно-планетарного редуктора для плавного пуска и расклинки УЭЦН Яхин В.Ф. (ООО «РН-Пурнефтегаз») III место Эжектирование скважин с низким устьевым давлением Головизнин А.Ю., Филиппов А.В. (ЗАО «ИННЦ») Победители в номинации Опыт проведения большеобъемных солянокислотных обработок в скважинах с карбонатными трещинно-поровыми «За актуальность»

коллекторами. Перспективы разработки каширо-подольских отложений.

Кутко Р.О. (ЗАО «Ванкорнефть») Победитель в номинации Внедрение модернизированных клапанов-отсекателей для защиты коллекторских свойств продуктивных пластов в «Практическая значимость»

условиях Ванкорского месторождения Секция № 3. «Подготовка нефти и газа, проектирование и обустройство месторождений»

Шиляев А.П. (ОАО «Удмуртнефть») I место Скважинная установка предварительного сброса воды и перспективы ее внедрения на объектах ОАО «Удмуртнефть»

Ашихмин А.В. (ОАО «Самаранефтегаз») II место Новая технология очистки ПНГ от сероводорода на УПН «Покровская» ОАО «Самаранефтегаз»

Гильмутдинова Н.З. (ООО «РН-УфаНИПИнефть») III место Шаблон применимости технологий транспорта продукции скважин Нигматуллина Ю.И. (ООО «РН-Пурнефтегаз») Разработка процедуры установления нормативов контроля стабильности градуировочных характеристик с применением метода наименьших квадратов Победители в номинации «За личный вклад» Фетисова В.А. (ОАО «ТомскНИПИнефть») Разработка интерактивного пособия для повышения эффективности технологического проектирования объектов утилизации ПНГ для месторождений ОАО «НК «Роснефть»

Секция № 4. «Бурение скважин, нефтепромысловый сервис»

Барсуков Д.В. ( Нефтеюганский филиал ООО «РН-Бурение») I место Модернизация циркуляционной системы БУ 3900/225 ЭЧК БМ производства ВЗБТ Илюшкин Я.А. (ООО «РН-Сервис») II место Применение штрих-кода в складском хозяйстве Мингазов Д.И. (Губкинский филиал ООО «РН-Бурение») Модернизация аварийного привода лебедки до регулятора подачи долота с использованием преобразователя частоты III место на буровой установке ВЗБТ БУ-2900-ЭПК-БМ- Колибабчук С.С., Копытин М.В. (ООО «РН-Юганскнефтегаз») Победители в номинации Анализ эффективности методов ликвидации осложнений при срыве планшайб на скважинах «За степень личного участия» МсР ГУДНГ ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Маликов Р.Ф. (Губкинский филиал ООО «РН-Бурение») Победитель в номинации Разработка частотного преобразователя и его применение в электроприводе «За практическую значимость» для вспомогательного технологического оборудования на буровых установках Секция № 5. «Технология и оборудование процессов нефтегазопереработки, нефтегазохимии и нефтепродуктообеспечения»

Писаренко Н.О. (ОАО «АНПЗ ВНК») I место Влияние совмещенного процесса гидроочистки и гидродепарафинизации с применением депрессорно-диспергирующих присадок на качественные характеристики дизельных топлив Евростандартов Бычков Д.В. (ОАО «Куйбышевский НПЗ») Технико-экономическое обоснование перевода процесса очистки газов от сероводорода с МЭА (моноэтаноламин) II место на МДЭА (метилдиэтаноламин) на установках ОАО «КНПЗ»

Репникова Ю.Н. (ОАО «АНХК») III место Контроль качества автомобильного бензина производства ОАО «АНХК» при логистических операциях Победитель в номинации Нечаев С.В. (ОАО «Сызранский НПЗ») «За применение новых Применение металлических защитных покрытий для емкостного и колонного оборудования технологий»

Победитель в номинации Токарев Н.В. (ОАО «Ангарскнефтехимпроект») «За новый подход в системах Оценка экономической эффективности применения аппаратов воздушного охлаждения (АВО) охлаждения работы установок» в схемах охлаждения технологических потоков 4 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

КОНФЕРЕНЦИЯ КОНФЕРЕНЦИИ Секция № 6. «Экономика, юриспруденция, труд, персонал, финансы»

Нехаев С.А. (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть») I место Методика расчета капитальных затрат на строительство морских нефтедобывающих сооружений в Арктике Дьяченко О.И. (ООО «РН-Пурнефтегаз») II место Разработка методики комплексной оценки эффективности эксплуатации месторождений Новопольцев А.Г. (ОАО «Сызранский НПЗ») Анализ и оптимизация бизнес-процессов ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод»

III место Монич А.И., Мишкина А.В. (ОАО «ТомскНИПИнефть») присуждено двум работам На пути к развитию: оценка приращения минимальных рентабельных запасов, анализ рисков Скворцова Е.В. (ООО «РН «УфаНИПИнефть») Победитель в номинации Применение метода Монте-Карло при оценке экономической эффективности проектов «За новизну»

Недоноскова М.В. (ОАО «НК НПЗ») Победитель в номинации Анализ удовлетворенности работников трудом и социальной политикой ОАО «НК НПЗ»

«Практическая значимость»

Секция № 7. «Информационные технологии, автоматизация производства, метрология»

Денисенко Ж.А. (ЗАО «ИННЦ») I место Автоматизация процесса подбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технологических мероприятий Галичанин Д.В. (ОАО «Удмуртнефть») II место Усовершенствование систем автоматического розжига факельных установок Шаповалов М.А., Поздняков А.А. (ОАО «Самаранефтехимпроект») III место Разработка программного обеспечения для расчета нестандартных отводов и переходов технологических трубопроводов Победитель в номинации «За актуальность постановки и Рыбакова Т.А. (ОАО «Томскнефть» ВНК») Снижение затрат путем оптимизации формирования графика ППР. Внедрение программного продукта «Механик»

глубокую проработку задач автоматизации»

Победитель в номинации Трофимов П.И. (ОАО «ТомскНИПИнефть») «За эффективное ИТ решение Автоматизированный расчет сложных факельных систем технологической задачи»

Секция № 8. «Промышленная энергетика, энергоэффективность»

Вахрушев П.В. (ООО «Удмуртэнергонефть») I место Поиск замыканий на землю в распределительных сетях 6(10) кВ Мальцев И.П. (ЗАО «РН-Сети») II место Оптимизация режима энергоснабжения Игольского месторождения Горшков В.В. (ЗАО «РН-Сети»), Ильясов А.Р. (ООО «ЮНГ-Энергонефть») III место Система мониторинга параметров трансформатора Победитель в номинации Кузьмин А.В. (ЗАО «Иркутскнефтепродукт») Анализ применения энергосберегающих технологий на объектах «Практическая значимость»

Макаренко Н.В. (ООО «РН-Туапсинский НПЗ») Победитель в номинации «Актуальность и новизна» Модернизация горелочных устройств на паровых котлах Е-50-3,9-440 ГМ ГТУ-ТЭС Секция № 9. «Экология, промышленная безопасность, охрана труда»

Мерзлякова Е.А. (ОАО «Удмуртнефть») I место Методика обоснования инвестиционных проектов в области экологической безопасности Ржанникова Е.А., Белячков Е.О. (ОАО «Самаранефтегаз») Применение беспилотных летательных аппаратов для мониторинга объектов ОАО «НК «Роснефть»

II место на примере ОАО «Самаранефтегаз»

Архипова О.С. (ОАО «Сызранский НПЗ») III место Реконструкция центрального блока очистных сооружений Конькова Ю.В., Тарасюк Д.А. (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ») Победитель в номинации Повышение качества анализа риска путем построения деревьев отказов «Лучшая презентация проекта»

Чумаков Е.А. (ОАО «АНПЗ ВНК») Победитель в номинации Реконструкция сероуловителя и технологического тракта до печи дожига с целью устойчивой работы «Практическая значимость»

установки утилизации сероводородного газа и производства гранулированной серы Секция № 10. «Научные и экспериментальные исследования»

Мельникова О.А. (ООО «СамараНИПИнефть») I место Влияние седиментационных неоднородностей нефтяного месторождения на эффективность его разработки Летичевский А.Е. (ОАО «Самаранефтегаз») II место Оптимизация длины горизонтальной скважины Кинсфатор А.Р. (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть ») III место Математическая модель проницаемости трещинных коллекторов Дмитрук Д.Н. (ОАО «НК «Роснефть») Победитель в номинации Технико-экономическое обоснование систем заканчивания скважин на основе решения уравнения фильтрации «За личный вклад в выполнение исследовательской работы» с различными источниками Осипенко А.А. (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть») Победитель в номинации Оценка параметров трещиноватости по данным керна и их сопоставление с данными акустического сканирования «Фундаментальный подход к исследованию» на примере рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 550.8. А.С. Бочков, Р.Р. Галеев, Комплексирование данных геологии, петрофизики и разработки при моделировании сложнопостроенных коллекторов А.С. Бочков, Р.Р. Галеев (ООО «РН-УфаНИПИнефть») Ключевые слова: геологическое моделирование, неоднородность, гидродинамическое моделирование, гидроразрыв пласта (ГРП), низкопроницаемые коллекторы.

Адреса для связи: BochkovAS@ufanipi.ru, GaleevRR@ufanipi.ru Введение торов Приобского месторождения обусловлена Объем данных, которые используются для изуче- также тем, что полученные результаты могут высту ния месторождения, обеспечивается широким спек- пать основой для последующего исследования тром смежных дисциплин, таких как сейсмика, гео- сверхнизкопроницаемых и низкопродуктивных логия, петрофизика, разработка и др. Сложность ин- коллекторов.

теграции всех типов данных связана с разными мас- Для построения адекватной геолого-гидродина штабами исследований и разрешающей способ- мической модели необходимо ответить на ряд во ностью. Поэтому геолого-гидродинамическая мо- просов, первый из которых – какие данные должны дель должна стать полигоном для совместной не- использоваться в качестве входных для построения противоречивой верификации всех типов данных. геологической модели?

Целью представляемой работы является адаптация Геологическое моделирование существующих методик интерпретации и модели Результаты профильных замеров проницаемости рования высокорасчлененных и низкопроницаемых методом поточечной пермеаметрии, при котором глинистых коллекторов на основе интеграции до измерения на керне проводят через каждые 1-3 см, ступной информации. Извлекаемые запасы таких показывают, что пласт представлен высокорасчле коллекторов только на территории деятельности ненным неоднородным переслаиванием высоко- и ООО «РН-Юганскнефтегаз» составляют около 1,5 млрд. т, в данной работе проблема рассматрива- низкопроницаемых прослоев. В то же время резуль ется на примере одного из его крупнейших акти- таты послойной интерпретации данных каротажа вов – Приобского месторождения. характеризуют пласт как достаточно однородный, при этом нивелируется влияние неоднородности на Геологическое строение месторождения показатели разработки (рис. 1). Переслаивание пес Приобское месторождение состоит из трех основ- чаных и глинистых прослоев наблюдается также на ных продуктивных пластов – АС10, АС11 и АС12, его вариограммах скважинных данных в вертикальном неразбуренная часть представляет собой глубоко- направлении (Hole effect).

водные отложения с повышенной расчлененностью В свою очередь результаты поточечной (непре и низкой связностью песчаных тел. Коллектор ха- рывной) интерпретации более корректно отражают рактеризуется переслаиванием отдельных элементов геологическую изменчивость, наблюдаемую по конусов выноса обломочного материала. Такая об- керну. Поскольку для изучаемых пластов принципи становка осадконакопления приводит к крайне низ- ально важно отразить внутрипластовую неоднород кой степени прогнозирования распространения ность, в дальнейшем в качестве исходных данных коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств для моделирования выбираются непрерывные гео (ФЕС). Тем не менее в подобных коллекторах содер- физические параметры. Кроме того, нетрудно убе жится около половины всех запасов месторождения. диться, что использование результатов поточечной Актуальность изучения низкопроницаемых коллек- интерпретации является более гибким при коррек 6 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА менимости которого является условие стационарно сти [1-3].

В связи с отмеченным в качестве метода модели рования используется разработанный в ООО «РН-УфаНИПИнефть» подход спектрального пред ставления физических полей [4]. К его преимуще ствам можно отнести применение любого типа ва риограмм по всем направлениям, учет нестационар ности, многопоточность и распараллеливание рас четов. Кроме того, при моделировании происходит не корреляция точечных данных в пределах каждого слоя, а корреляция форм каротажных кривых, что позволяет более точно контролировать распределе ние свойств и геологическое строение пласта в меж скважинном пространстве.

Таким образом, создание геологической модели осуществляется по следующей схеме: моделируются непрерывные поля гамма-каротажа и нейтронного каротажа, затем на основе принятой петрофизиче ской модели поля пересчитываются в кубы пористо сти, проницаемости и насыщенности.

Инициализация, адаптация гидродинамической модели и ретроспективный анализ результатов бурения боковых стволов Следующими этапами геолого-гидродинамиче ского моделирования являются инициализация гид родинамической модели и ее адаптация к данным эксплуатации. Особенность этапа инициализации заключается в использовании новых возможностей гидродинамического симулятора NGT BOS [5] для моделирования трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП) в трехмерной гидродинамической мо дели (ГДМ).

Как правило, трещины ГРП моделируются либо заданием отрицательного скин-фактора в скважине, либо с использованием локального измельчения сетки. Однако скин-фактор не учитывает геометрию Рис. 1. Проницаемость по замерам поточечной пер трещины, а недостатками локального измельчения меаметрии (синие точки) и результатам послойной интерпретации данных каротажа (оранжевые точки) сетки являются временные затраты на задание тре щин и увеличивающееся время расчета модели.

тировке петрофизической модели в процессе по- Метод источников, реализованный в гидродинами явления новой информации (бурения новых сква- ческом симуляторе NGT BOS, позволяет учесть гео жин, изменения граничных значений и др.). метрию трещины (высоту, полудлину, степень рас Вследствие сложного геологического строения крытия) без локального измельчения сетки и задать Приобского месторождения отмечается активное проводимость трещины. Это особенно важно в условиях массового ГРП и автоГРП на моделируе появление и прерывание коллекторов как по верти мом участке месторождения для описания интерфе кали, так и по площади, т.е. геофизическое поле не ренции скважин и адаптации обводненности.

стационарно. Из-за этого нарушаются основные ги потезы классической геостатистики и, в частности, Необходимым условием применимости созданной вариограммного анализа, основным условием при- ГДМ является согласованность результатов расчета НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 2. Зональность в изменении добычи по скважинам моделируемого участка технологических показателей разработки с фактиче- сжимаемости пласта. Расчет материального ба скими добычей нефти, закачкой воды, пластовыми и ланса по моделируемому участку для сжимаемо сти пласта около 10-4 МПа-1, измеренной на чи забойными давлениями, обводненностью продук ции скважин и газовыми факторами. Поэтому сле- стом песчанике, показал нефизичный рост пла дующий важный вопрос, который возникает при стового давления, которого в действительности создании модели – как проводить ее адаптацию к не происходит (рис. 3).

данным разработки при наличии большого объема разнородных данных?

Предварительной стадией адаптации модели стал анализ данных разработки, который позволил опре делить, что моделируемый участок делится на две зоны по изменению дебита скважин (рис. 2). В за падной части скважины работают либо с малой об водненностью, либо с ее плавным ростом. В восточ ной части наблюдаются прорывы воды от нагнета тельных к добывающим скважинам. При одинако вой системе разработки это может быть вызвано только различием геологического строения. Рис. 3. Сравнение динамики изменения пластового давления по материальному балансу для сжимаемо Для более детального изучения данного факта прове сти пласта 510-4 (1) и 510-3 (2) МПа- ден фациальный анализ с целью выделения фациаль но-контрастных зон. Были выделены девять фаций. На основе результатов анализа установлено, что прорывы В то же время глубоководные коллекторы модели воды в восточной части связаны c развитием баровых руемого участка характеризуются низким уровнем тел пласта АС111, которые характеризуются улучшен- сортировки и упаковки зерен, а также большой гли ными ФЕС. Именно поэтому в западной части фронт нистостью. Эмпирические зависимости сжимаемо нагнетаемой воды движется равномерно, в восточной – сти от глинистости, приведенные в работе [6], пока нагнетаемая вода прорывается по баровым отложе- зывают, что с увеличением глинистости пласта его ниям указанного пласта. Таким образом, совместное сжимаемость может значительно возрасти. Много использование данных геологии и разработки позволи- вариантные расчеты материального баланса показа ли, что сжимаемость около 10-3 МПа-1 полностью ло объяснить происходящие при разработке процессы и учесть их при адаптации модели. описывает реальное поведение пластового давле Другим важным параметром, который влияет на ния, и это значение было заложено в гидродинами показатели разработки, является коэффициент ческую модель.

8 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА бычи нефти на 28 тыс. т/год, что эквивалентно 84 млн.

руб. Внедрение предлагаемого подхода для создания качественных ГГДМ поможет использовать этот по тенциал.

Выводы 1. Большой объем входных данных и высокая не однородность пласта вызывают необходимость раз работки механизмов гибкой и быстрой корректи ровки моделей при уточнении данных петрофизи Результаты первого запуска гидродинамической ки, интерпретации каротажа, адаптации ГДМ и бу модели показали необходимость адаптации дебита рения новых скважин.

жидкости, приемистости и обводненности. Адапта- 2. Как правило, адекватность геологической моде ция дебита жидкости была проведена на основе ли определяется согласованностью результатов гид родинамических расчетов с показателями эксплуа оценки вклада низко- и высокопроницаемых про слоев в дебит скважин и корректировки петрофизи- тации.

Реализованный комплексный подход к созда ческой зависимости проницаемости от пористости. нию и адаптации трехмерных ГГДМ на основе спек Для адаптации приемистости учитывался эффект трального представления физических полей позво автоГРП в нагнетательных скважинах, который под- лил учесть внешнюю информацию при построении тверждается на Приобском месторождении. Для геологической модели, а также организовать эффек этого использовались зависимость изменения про- тивную обратную связь при адаптации ГДМ. В ре ницаемости от давления, которая моделирует рас- зультате данные разработки пластов дали возмож ность снизить неопределенности петрофизических трескивание пласта, и увеличенная длина трещин исследований (уточнить зависимости пори автоГРП. На заключительном этапе адаптации были стость – проницаемость) и определить неоднород проведены детальный анализ характера обводнения ность пласта на расстояниях, меньших среднего рас скважин в модели и корректировка направления стояния между скважинами.

трещин. Это позволило перераспределить нагнетае мую воду между добывающими скважинами и адап- 3. Сходимость фактических данных разработки с тировать обводненность. результатами расчетов ГГДМ подтверждает кор Хорошее совпадение результатов расчета модели с ректность реализованного подхода, а результаты фактическими данными разработки подтверждает ее ретроспективного анализа новых скважин и расче корректность. Однако задача адаптации является об- ты экономической эффективности – возможность его использования при создании и адаптации моде ратной и по определению имеет множество решений.

лей других месторождений.

Корректность полученной модели подтверждена рет роспективным анализом геолого-технологических Список литературы показателей трех боковых стволов, пробуренных уже после адаптации. Модель показывает высокую про гнозную способность с точки зрения воспроизведе- 1. Deutsch C.V., Journel A.G. GSLIB, Geostatistical software library ния как геологического строения, так и технологиче- and User’s guide. – New York: Oxford university press, 1992. – 340 с.

ских показателей. Коэффициент продуктивности и 2. Дюбрюль О. Использование геостатистики для включения в обводненность боковых стволов, рассчитанные по геологическую модель данных// EAGE: SEG, 2002. – 295 с.

модели, хорошо согласуются с фактическими техно- 3. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. – М. – логическими показателями (см. таблицу). Ижевск, 2009. – 460 с.

Известно, что успешность запланированных геоло 4. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Новые подходы в тео го-технических мероприятий зависит от качества ис рии геостатистического моделирования// Вестник УГАТУ. – пользуемых моделей. Так, 9 % боковых стволов, пробу 2010. – Т. 37. – № 2. – С. 209-215.

ренных в 2010 г. на Приобском месторождении, не 5. Свидетельство об официальной регистрации программы для обеспечили запланированного дебита нефти по при ЭВМ №2004612751.

чине ошибочной оценки геологического строения.

6. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств Таким образом, при сохранении объема проводимых коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1970. – 239 с.

мероприятий существует потенциал увеличения до НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 550.8. В.М. Киселев, А.Р. Кинсфатор, А.В. Чашков, Анизотропия проницаемости трещиноватых карбонатных коллекторов В.М. Киселев, д.ф.-м.н. (Сибирский Федеральный Университет), А.Р. Кинсфатор (ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»), А.В. Чашков (ОАО «Верхнечонскнефтегаз») Ключевые слова: анизотропия, проницаемость, трещинные коллекторы, Юрубчено-Тохомское месторождение (ЮТМ).

Адрес для связи: kvm@akadem.ru Введение Блоковая модель анизотропии проницаемости трещиноватых коллекторов Проницаемость трещиноватых пластов-коллекто ров характеризуется ярко выраженной простран- Основные условия, которые положены в основу ственной анизотропией [1, 2], которую необходимо расчетов проницаемости трещиноватых коллекто учитывать при разработке месторождения. Решение ров, заключаются в следующем [3]:

1) непроницаемые блоки представляют собой задачи определения проницаемости трещиноватых прямоугольные параллелепипеды с квадратным коллекторов в свое время было получено Е.С. Роммом [2]. Компоненты тензора проницаемо- основанием;

сти согласно Е.С. Ромму имеют вид 2) линейные размеры блоков много меньше линейных размеров пласта;

n 3) раскрытость всех трещин, разделяющих блоки, g 3 f (d aik a jk ), (1) K ij = постоянна;

12 k=1 k k ij 4) средняя проницаемость пласта соответствует где i, j = x, y, z – декартовы координаты;

gk, fk – соот- проницаемости КГДИС, определяемой по результатам ветственно раскрытость и линейная густота трещин гидродинамических исследований скважин (ГДИС).

в k-ом направлении;

dij – символ Кронекера;

aik – Исходя из этих условий аналитическое решение направляющие косинусы k-го направления. задачи о нахождении проницаемости K(, l) в Если система трещин ортогональна, то Kij = Kji, и направлении, задаваемом полярным углом и ази тензор проницаемости может быть приведен к диа- мутальным углом l, имеет вид гональному виду. Основная особенность уравнения w(, l) (1) состоит в том, что проницаемость оказывается (2) К(, l) = КГДИС, w пропорциональной кубу раскрытости g3k, которую трудно определить. Имеются и другие сложности в где использовании уравнения (1) на практике.

l 1+ tg В связи с этим нами была разработана новая (блоковая) модель проницаемости трещиноватых w(, l) = ;

(, l) (, l) коллекторов [3, 4], ее входными параметрами (3) являются устанавливаемые экспериментальным w(, l)ddl;

w= путем геометрические размеры блоков и их про 2 2 0 странственная ориентация. В статье представлены результаты использования этой модели для оценки (4) (, l) = sin cos l + A sin sin l + B cos ;

анизотропии проницаемости трещиноватого пла ста-коллектора одного из месторождений Восточной Сибири.

10 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА l l l (, l) = sin (1+ 2 A tg tg 2 )+ B cos (1+ tg 2 );

(5) полостями выщелачивания по трещинам и собст 2 2 2 венно кавернами. В единую гидродинамическую систему эти полости и каверны увязаны развитой 2 2 y2 z 2 системой микротрещин.

coscos GGG y Gz dd dydz Повышенная склонность пород к растрескиванию yz K x 1 1 y1 z1 в вертикальном и горизонтальном направлениях A= ;

= (6) 2 x 2 z K y a2 обусловлена наличием кремнистого вещества.

cos a cos xz GaGGxGz d ad dxdz Большую роль играет кавернозность, за счет кото a1 1 x1 z рой существенно повышается эффективная емкость доломитов. Породы рифейского возраста 2 2 y 2 z 2 нарушены трещинами трех типов.

cos cos GG G yG z dddydz 1. Трещины, связанные с процессами литификации yz K x 1 1 y1 z1 карбонатных илов, формированием мелких фито B= ;

= (7) x2 y K z a 2 2 генных построек и перерывами, разделяющими cos a cos xz GaGGxG y daddxdy образование отдельных прослоев и линз. Трещины a1 1 x1 y тонкие, преимущественно горизонтальные, извили x, y, z – размеры граней блоков вдоль осей выбран- стые, реже беспорядочно ориентированные.

ной системы координат;

a,, – углы, которые 2. Диагенетические трещины, образующиеся за составляют грани блоков с осями координат;

(x1, x2), счет деформаций литифицированных карбонатных (y1, y2), (z1, z2), (a1, a2), (1, 2), (1, 2) – области опре- прослоев при волновом воздействии на породу, при деления размеров и углов;

Gx, Gy, Gz, Ga, G, G – оползании. Трещины линзовидно-прерывистые, по функции плотности вероятностей распределения ним развиты щелевидные пустоты.

размеров и углов. 3. Тектонические трещины различной генерации, Как следует из уравнений (2)–(7), задача определе- составляющие от 60 до 90 % общей трещиновато ния анизотропии проницаемости в рамках пред- сти. Формированию протяженных тектонических ставленной модели сводится к вычислению по экс- трещин способствовали слабая глинистость доло периментальным данным функций плотности веро- митов, неравномерное окремнение, их высокая ятностей распределения размеров блоков и углов, плотность и преобразованность.

которые они составляют с осями выбранной систе- Одна из залежей в рифейском нефтегазоносном мы координат. Эти углы могут быть выражены через комплексе, наибольшая по объему запасов и площа ди распространения, была выбрана в качестве объ азимуты простирания и углы падения трещин.

екта для исследования. Залежь сложена преимуще Коэффициенты A и B, вычисляемые по формулам ственно доломитами, тип залежи – массивный, тип (6) и (7), мы назвали параметрами анизотропии.

Только от их значений зависит анизотропия прони- коллектора – каверново-трещинный. На рис. 1 пред цаемости пласта.

Объект исследования Трещиноватые коллекторы характерны для Юрубчено-Тохомского месторождения (ЮТМ), вхо дящего в состав Камовского нефтегазоносного рай она Байкитской нефтегазоносной области Лено Тунгусской нефтегазоносной провинции Сибирской платформы [5]. Продуктивными в пределах ЮТМ являются отложения рифея и венда. Породы коллек торов представлены широким спектром доломитов с различными текстурными и структурными свой ствами, имеют многокомпонентный литологиче ский состав и сложную структуру пустотного про странства. Порода блоков плотная, практически Рис. 1. Карта-схема объекта исследования с направ непористая и непроницаемая. Следовательно, лениями региональных разломов и розами-диа эффективный объем нефти и газа обеспечивается грамм трещиноватости вторичной пустотностью: крупными трещинами, НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ставлены схема расположения рассмотренных сква жин, которые вскрыли эту нефтематеринскую толщу, а также ориентация ближайших тектониче ских разломов.

Обработка данных геофизических исследований скважин (ГИС) и результатов анализа керна Азимуты простирания и углы падения фильтрую щих трещин определялись преимущественно по данным ультразвукового сканера UBI с привлечени- Рис. 2. Гистограмма частот распределения азимутов ем данных пластового наклономера НИД-2, широ- простирания трещин в скв. 4:

кополостного акустического каротажа и бокового 1 – эмпирические данные;

2 – нормальное распределение каротажа, а также данных исследования керна.

Полученные результаты представлены в табл. 1.

Соответствующие розы-диаграмм, построенные Для определения вертикальных размеров блоков для некоторых скважин, показаны на рис.1. были использованы данные ГИС и анализа керна.

Обращает внимание высокая выдержанность Единственным источником для расчета горизон средних углов падения трещин и их стандартных тальных размеров (ширины) блоков послужили отклонений по всем рассмотренным скважинам. относительно немногочисленные данные изуче Азимуты простирания варьируют от 23 до 70,5°. ния керна, выполненные А.Н. Вотинцевым. По Для определения функций плотности вероятно- каждой скважине результатов измерений, на стей Ga, G, G были построены и проанализирова- основании которых можно было бы вычислить ны гистограммы относительных частот. Пример горизонтальные размеры, оказалось порядка такой гистограммы для азимута простирания тре- 10–20 (иногда и меньше) и только по одной сква щин по скв. 4 показан на рис. 2. жине – около 40. В связи с этим для установления Распределения азимутов простирания трещин, так законов распределения размеров блоков данные же как и их углов падения, для всех скважин за по всем рассмотренным скважинам были объеди исключением скв. 3 и 11 подчиняются нормальному нены, что позволило получить вполне репрезен закону. Соответствие этому закону распределения тативную выборку – 153 определения высоты и проверялось критерием Пирсона «хи-квадрат» для ширины блоков.

уровня значимости 0,05. Азимуты простирания тре- Отдельно рассмотрим вычисление ширины блока.

щин в скв. 3 и 11 имеют бимодальное распределение, А.Н. Вотинцевым по керну определялись: общая удельная поверхность всех трещин Sob, удельные что связано с формированием систем трещин в рай поверхности крутых Sk, наклонных Sn, пологих Sp, онах этих скважин под влиянием двух разнонаправ открытых So, частично залеченных Shz и залеченных ленных разломов. Примечательно, что распределе Sf трещин. Удельная поверхность фильтрующих тре ние углов падения трещин в скв. 3 и 11, как и в дру щин рассчитывалась по формуле гих, подчиняется нормальному закону.

Таблица Средний азимут Номер Толщина Число Стандартное Средний угол падения Стандартное простирания скважины пласта, м измерений отклонение, градус трещин, градус отклонение, градус трещин, градус 1 200,7 149 48,71 4,68 76,12 3, 2 114,6 116 69,22 5,98 76,77 2, 3 197 112 37,68 12,63 76,81 3, 4 312,9 309 59,29 4,94 76,73 3, 5 160 82 49,63 4,96 76,58 3, 6 166,8 143 51,72 7,33 76,15 3, 7 141 112 70,52 5,22 76,39 2, 8 153,7 171 58,04 6,13 76,41 2, 9 350,9 343 22,99 5,55 76,09 3, 10 134,3 112 64,27 5,42 76,29 3, 11 161,4 178 44,10 9,87 76,58 3, 12 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Результаты расчетов анизотропии Sob (So + Shz ) (8) Sf =. проницаемости Sk Не располагая на настоящий момент эксперимен Ширина блока согласно работе [1] равна 1/Sf. тальными данными ГДИС, в рамках нашей модели Гистограммы частот распределения высот и шири- мы не можем вычислить абсолютные значения про ны блоков представлены соответственно на рис. 3 и 4. ницаемости. Однако данных о размерах и ориента циях непроницаемых блоков вполне достаточно, чтобы рассчитать анизотропию проницаемости, т.е.

из уравнения (2) выделить безразмерную величину K(, l)/KГДИС.

По определенным на основе анализа эмпириче ских данных функциям плотности вероятностей Gx, Gy, Gz, Ga, G, G для всех скважин (за исключением скв. 3 и 11) были рассчитаны параметры анизотро пии А и В. Данные по азимутам падения трещин по скв. 3 и 11 требуют специального анализа, который в этой работе не проводился. Далее по формулам (2)–(5) вычислялись относительные величины про Рис. 3. Гистограмма частот распределения высоты ницаемости K(, l)/KГДИС для различных направле блоков:

ний, задаваемых полярным углом и азимутальным 1 – эмпирические данные;

2 – показательное распреде углом l. Естественно, направление максимальной ление проницаемости совпадает со средним направлением угла падения трещин. Направление минимальной проницаемости определяется углами 1+ A 2 A. (10) min = arcsin, l min = arcsin 2 2 1+ A + B 1+ A Отношение Kmax/Kmin= можно рассматривать как коэффициент анизотропии проницаемости пласта.

В плане оценки притока к стволу добывающей скважины представляет_ средняя по окруж _ интерес ности проницаемость K(, l). Окружность лежит в плоскости, перпендикулярной стволу скважины.

Также были вычислены относительные значения Рис. 4. Гистограмма частот распределения ширины блоков:

этой проницаемости K(, l) /KГДИС для направле 1, 2 – то же, что на рис. ний ствола скважины вертикально вниз KN-S и с Анализ эмпирических частот показал, что в качестве запада на восток KW-E. Нетрудно выполнить расче гипотезы H0 относительно характера распределения ты для произвольного направления ствола скважины.

в обоих случаях целесообразно выдвинуть гипотезу Сравнение величин K(, l) /KГДИС для разных о показательном распределении с функцией плотно направлений ствола позволит определить то опти сти вероятностей вида мальное направление, которое способно обеспечить (9) f (x ) = q exp(qx ), наиболее эффективную добычу нефти.

где q – обратная величина математического ожи- Результаты расчетов описанных выше параметров дания. анизотропии пласта-коллектора рассмотренного Расчеты показали, что в соответствии с критерием участка ЮТМ по данным исследований девяти сква «хи-квадрат» на уровне значимости 0,05 гипотеза H0 жин представлены в табл. 2. Данные табл. 2 свиде не может быть отвергнута. тельствуют о том, что, во-первых, коэффициент НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ний KГДИС можно вычислить проницаемость в min, min, Таблица любом заданном направлении, а также среднюю KN-S KW-E Номер А В проницаемость, отвечающую за скорость притока к скважины градус градус 1 1,139 0,206 82 49 55,2 0,26 1,33 ориентированному в любом направлении стволу 2 2,642 0,373 82 69 58,4 0,35 1,02 скважины. Если данные по KГДИС отсутствуют, то 4 1,686 0,265 82 59,5 55,6 0,27 1, можно проанализировать пространственную анизо 5 1,172 0,206 82 49,5 35,0 0,25 1, тропию проницаемости и выявить оптимальное 6 1,263 0,210 83 51,6 59,8 0,24 1, направление ствола добывающей скважины.

7 2,844 0,406 79 70,5 31,8 0,45 1, Представленная в работе блоковая модель прони 8 1,595 0,251 82 58 57,3 0,27 1, цаемости соответствует степени изученности пла 9 0,422 0,147 82 23 55,5 0,30 2, стов-коллекторов ЮТМ и содержит ряд допущений 10 2,065 0,309 82 64 56,0 0,29 1, и предположений, которые требуют дальнейшего анизотропии для большинства скважин более 50, изучения и анализа. В частности, не очевидно, что во-вторых, средняя относительная величина прони- средние раскрытости субвертикальных и субгори цаемости, которая характеризует скорость притока зонтальных трещин одинаковы. Также имеются флюида к стволу скважины (см. табл. 2, последние основания предполагать, что вблизи тектонических две колонки), может различаться в несколько раз в разломов горизонтальные сечения блоков представ зависимости от направления ствола. ляют собой не квадраты, а вытянутые прямоуголь ники. Эти и другие особенности трещиноватых кар Заключение бонатных коллекторов должны и могут быть учтены Основные результаты выполненного исследова- в процессе дальнейшего развития модели, в процес ния следующие. се согласования результатов расчетов с эмпириче 1. Выполнена статистическая обработка данных скими данными с учетом первых результатов гидро ГИС и керна и определены эмпирические функции прослушивания скважин, их опытной эксплуатации плотности вероятностей распределения азимутов на разных режимах, новых результатов ГИС и иссле простирания и углов падения трещин, а также дований керна.

линейных размеров блоков для одного из продук- Авторы выражают благодарность А.К. Битнеру за внимание к работе и полезные замечания.

тивных интервалов карбонатного рифейского ком плекса ЮТМ.

2. Показано, что распределения азимутов прости Список литературы рания и углов падения трещин соответствуют нор мальному закону, а распределения линейных разме ров блоков – показательному закону. 1. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разра 3. В рамках новой (блоковой) модели проницаемости ботка трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.

трещиноватых коллекторов выполнены расчеты ани- 2. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства гор зотропии проницаемости рассмотренного объекта. ных пород. – Л.: Недра, 1985. – 240 с.

4. Показано, что отношение максимальной прони- 3. Kiselev V.M., Chashkov A.V. Permeability anisotropy of fractured цаемости к минимальной может варьировать в преде- reservoirs // Journal of Siberian Federal University. Mathematics & лах от 30 до 60, а средняя по окружности ствола сква- Physics. – 2009. – № 2(4). – P. 387–393.

жины – различаться в несколько раз в зависимости от 4. Киселев В.М., Чашков А.В., Кинсфатор А.Р. Количественная пространственной ориентации ствола.

оценка анизотропии проницаемости трещинных коллекторов со Основные отличия представленной и использо случайным распределением трещин // Геофизика. – 2010. – № 4. – ванной в расчетах на реальном объекте новой мате С. 41–46.

матической модели проницаемости трещиноватых 5. Конторович А.Э., Изосимова А.Н., Конторович А.А.

коллекторов состоят в следующем. Во-первых, в Геологическое строение и условия формирования гигантской уравнениях нашей модели в явном виде не фигури Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазоносности в верхнем про рует трудно определяемая экспериментально рас терозое Сибирской платформы // Геология и геофизика. – 1996. – крытость трещин. В неявном виде она заложена в Т. 37. – № 8. – С. 166-195.

величине проницаемости KГДИС, определяемой по результатам ГДИС. Во-вторых, при наличии значе 14 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА УДК 553.98(571.1)(925.11) А.А. Поляков, В.А. Кринин, Т.А.Жемчугова, Влияние ложных флюидоупоров на нефтегазоносность нижнемеловых резервуаров Большехетской террасы А.А. Поляков (ОАО «НК «Роснефть»), В.А. Кринин (ЗАО «Ванкорнефть»), Т.А. Жемчугова (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть») Ключевые слова: нижнехетский горизонт, ложные покрышки, малоамплитудные структуры, продуктив ность отложений.

Адрес для связи: aapolyakov@rosneft.ru Введение Большехетская структурная терраса расположена на территории Красноярского края в северо-восточ ной части Западно-Сибирской низменности (бас сейн рек Большая Хета, Русская, Лодочная) и в неф тегеологическом отношении входит в состав Сузун ского нефтегазоносного района Пур-Тазовской неф тегазоносной области. Геолого-разведочные работы (ГРР), выполненные в 80-90-х годах XX века ПГО «Новосибирскгеология», а позднее «Енисейнефте газгеология», привели к открытию трех крупных ме сторождений: Сузунского, Лодочного, Тагульского и одного уникального – Ванкорского (рис. 1).

В последние годы в связи с завершением этапа разведки Ванкорского и Сузунского месторожде ний поисковые работы в регионе были направле ны на поиски месторождений-спутников в мало амплитудных ловушках, выявленных на западном склоне Большехетской террасы (Западно-Лодоч ной, Хикиглинской, Чарской и др.). Выполненны ми, начиная с 2005 г., ГРР подтверждено распро странение здесь основных природных резервуа ров – аналогов нефтегазоносных на месторожде ниях Большехетской т еррасы, а также обнаружены многочисленные нефтегазопроявления в страти графическом интервале от средней юры до нижне го мела. Однако открытий месторождений-спут ников не произошло. Одной из причин отрица тельных результатов ГРР, по мнению авторов, стало широкое развитие так называемых «лож ных» флюидоупоров (покрышек) в разрезе нижне Рис. 1. Фрагмент карты Пур-Тазовской нефтегазо меловых природных резервуаров Большехетской носной области террасы.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА к Сибирской платформе. Ее северное более пологое окончание известно под на званием Пакулихинская моноклиналь.

Осадочный чехол представлен юрско-ме ловыми и кайнозойскими отложениями.

Глубины до отражающего горизонта IIа в кровле юрских отложений в пределах Боль шехетской структурной террасы изме няются от 3,2 до 3,5 км и увеличиваются в Пендомаяхской впадине до 4,8 км.

Нефтегазоносность Большехетской структурной террасы доказана откры тиями залежей в отложениях нижнего и верхнего мела (берриас-валанжин, апт альб, сеноман) на Сузунском, Ванкор ском, Лодочном и Тагульском месторож дениях. В Пендомаяхской впадине вы явлены Хальмерпаютинское и Северо Хальмерпаютинское газоконденсатные месторождения, нефтегазоносность ко торых также связана с берриас-валан жинскими отложениями нижнего мела.

На Тазовско-Русскореченском мегавале открыто Русско-Реченское нефтегазо Рис. 2. Фрагмент структурно-тектонической карты Красноярского конденсатное месторождение с залежами края (под редакцией В.А. Кринина, 2001 г.):

в верхнеюрских и нижнемеловых (берри 1 – изогипсы опорного сейсмического отражающего горизонта IIб в по ас-валанжинских) отложениях. Основ дошве верхнеюрско-меловых отложений;

2 – скважины, название и номер;

границы тектонических элементов: 3 – надпорядковых;

4, 5 – ными продуктивными объектами яв соответственно первого и второго порядка;

6 – месторождения;

надпо ляются пласты группы НХ (берриас) и их рядковые структуры: III – Надым-Тазовская синеклиза;

IV – Пакулихин стратиграфиические аналоги.

ская моноклиналь;

структуры первого порядка: III1 – Пендомаяхская впадина;

III2 – Большехетская структурная терраса;

III3 – Тазовско-Рус- По результатам анализа формирования скореченский мегавал;

структуры второго порядка: 36 – Сякутахская нефтяных систем было установлено [1], впадина;

38 – Чарский выступ;

40 – Долганский структурный залив;

что главным очагом генерации углеводо 41 – Сузунский вал;

42 – Лодочный вал;

43 – Советский структурный родов, мигрировавших в направлении залив Ванкорского, Лодочного и Тагульского поднятий, являлась Пендомаяхская впади Геологическое строение на (рис. 3). Поцессы генерации продолжались с нача и нефтегазоносность ла мелового времени до середины палеогена. Таким Большехетской террасы образом, в антиклинальных ловушках мезозойских Большехетская структурная терраса расположена отложений на склонах и своде Большехетской струк на восточном борту Надым–Тазовской синеклизы и турной террасы сложились благоприятные условия имеет субмеридиональную ориентацию. Ее ослож- для формирования залежей. Однако в результате няют Сузунский и Лодочный валы (рис. 2). Запад- проведения ГРР на западном, прилегающем к очагу ный склон Большехетской структурной террасы генерации склоне Большехетской структурной тер осложнен локальными структурными элементами расы промышленных скоплений углеводородов не меньшего порядка и сочленяется с Пендомаяхской установлено, несмотря на обнаруженные нефтегазо впадиной, для которой характерны крутые борта и проявления. Причиной отрицательных результатов глубокое, довольно пологое ложе. Восточная часть ГРР, по мнению авторов, явился недоучет влияния региона относится к Приенисейской моноклизе – ложных покрышек, развитых в составе трехчленных крупной надпорядковой структуре, примыкающей природных резервуаров нижнехетского горизонта.

16 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА препятствующими вертикальной миграции углево дородов из коллектора. Позднее теория о ложных покрышках в составе трехчленных природных ре зервуаров была развита в работах В.Д. Ильина и дру гих исследователей [3, 4].

В настоящее время известно, что природные ре зервуары могут представлять собой трехчленные системы: коллектор - ложная покрышка – флюидо упор или истинная покрышка [4, 5]. Ложная по крышка обладает низкими ФЕС, вмещает незначи тельный объем углеводородов и не является по крышкой для нижележащих нефтенасыщенных пластов-коллекторов, однако существенно влияет на геометрию ловушки и ее эффективный объем (рис. 4). Из-за особенностей геологического строе ния трехчленных резервуаров ложные покрышки в отличие от истинных часто содержат признаки на сыщенности углеводородами, а при ее толщине, превышающей амплитуду положительной струк туры, являются единственным нефтегазонасыщен ным объектом. Поэтому изучение ложных покры шек особенно важно при локальном прогнозе неф тегазоносности малоамплитудных структур. Ана лиз материалов бурения поисково-разведочных Рис. 3. Схема путей миграции углеводородов из скважин в пределах Большехетской структурной Пендомаяхской впадины в направлении Больше террасы позволяет предположить наличие и широ хетской структурной террасы кое развитие ложных покрышек в разрезе, в частности нижнемеловых отложений, над основными продуктивными пласта ми НХ1 и НХ3-4.

Влияние ложных покрышек в разрезе нижнехетских отложений Большехетской террасы на нефтегазоносность С конца оксфордского до начала берри асского периода вся территория Западно Рис. 4. Схематическое строение нефтяной залежи в трехчленном Сибирской плиты являлась областью резервуаре:

1 – покрышка, истинный флюидоупор;

2 – ложная покрышка;

3 – коллек- морской седиментации. Проградацион тор;

4 – залежь нефти;

5 – положение ВНК: а – фактическое, б – ожидае ное заполнение неокомского бассейна мое;

6 – нефтепроявления в ложной покрышке обломочным материалом началось в бер риаском периоде на фоне воздымания Си бирской платформы и сопровождалось неоднократ Особенности геологического строения ными колебаниями уровня моря, обусловившими и нефтегазоносности трехчленных регрессивно-трансгрессивный характер разреза не природных резервуаров окомских отложений. Формирование песчано-гли Среди непродуктивных отложений, перекрываю- нистых отложений нижнехетской свиты Большехет щих залежи, широко распространены породы-полу- ской террасы происходило в прибрежной части покрышки [2], не являющиеся коллекторами в клас- морского бассейна. На западе, по мере углубления сическом понимании, но обладающие некоторыми бассейна осадконакопления, прибрежно-морские отложения сменялись мелководно-, затем глубоко фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), не НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Нижнехетский горизонт в пределах рас сматриваемой территории характеризуется изменчивым строением и составом слагаю щих его пород [5]. Однако пласты НХ3-4, сформировавшиеся в период максимальной регрессии, распространены повсеместно.

Цикличность развития неокомского бас сейна, а также близость источника сноса обломочного материала явились причиной выраженности верхней, трансгрессивной части нижнехетских резервуаров, сложенной Рис. 5. Фрагмент палеогеографической карты Пур-Енисейско го междуречья, барремский век (А.Э. Конторович, С.В. Ершов, песчано-алевритовыми отложениями, пере С.Ю. Беляев и др., 2006 г.):

ходящими вверх по разрезу в глины. Именно 1 – области морского накопления;

2 – глубины моря, м;

3 – район эта песчано-алевритовая пачка, не являю исследований;

4 – равнина прибрежная, временами заливавшая щаяся коллектором по материалам геофизи ся морем;


5 – равнина возвышенная (денудационная суша) ческих исследований (ГИС) и анализа керна, рассматривается в данной статье в качестве водно-морскими, причем самая крупная впадина с ложной покрышки (рис. 6). Толщины ложной по глубинами более 400 м располагалась в центральной крышки, в частности над основным продуктивны части Пендомаяхской впадины (рис. 5).

Рис. 6. Трехчленное строение пластов НХ3-4 Ванкорского месторождения:

1 – аргиллиты (покрышка, истинный флюидоупор);

2 – аргиллиты алевритистые, алевролиты (ложный флюидоупор);

3 – песчаник, песчаник алевретистый (коллектор);

4 – плотные породы 18 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА амплитудные структуры могут быть продуктивны ми только в границах Лодочного и Сузунского валов, возможно – в районе Пакулихинской моно клинали, т.е. в зонах развития толщин ложной по крышки меньших амплитуды ловушек.

Заключение Анализ геологического строения продуктивных отложений Большехетской террасы показал широ кое развитие ложных покрышек в составе природ ных резервуаров нижнехетского горизонта. Установ лены их отрицательное влияние на нефтегазонос ность западного склона Большехетской террасы, важность их выделения и картирования при по исках залежей в малоамплитудных ловушках. От мечена благоприятная тенденция уменьшения тол щины ложных покрышек в восточном направлении в сторону Пакулихинской моноклинали и выделены перовоочередные перспективные объекты для гео логического изучения.

Список литературы 1. Нефтегазовые генерационно-аккумуляционные системы Ван корского месторождения, Красноярский край /В.А.Кринин, Рис. 7. Схематическая карта толщин ложной по Н.Н.Косенкова, Н.В.Лопатин, Н.А.Малышев // Международная крышки в составе природного резервуара НХ3- (построена конформно палеогеографическим Конференция и Выставка «Науки о Земле - Найти и извлечь». – зонам): С-Пб., 2006.

1 – выявленные месторождения;

локальные поднятия:

2. Филиппов Б.В. О природных резервуарах нефти и газа древних 2 – подготовленные, выявленные и намеченные;

3 – платформенных структур//Нефтегазовая геология и геофизи опоискованные;

4 – приоритетные для опоискования;

5 – толщины ложной покрышки: а – 40 м, б – 20-40 м, ка. – 1964. – № 24. – С. 5-8.

в – 20 м 3. Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре: Методические ре ми пластами НХ3-4, закономерно увеличиваются в комендации / В.Д. Ильин [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 1982.

направлении Пендомаяхской впадины, достигая 4. Хитров А.М, Ильин В.Д., Савинкин П.Т. Выделение, картирова 40 м в скв. 1 Туколандо-Вадинская. В этом же на- ние и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резер правлении уменьшаются амплитуды положитель- вуаре: Методическое руководство. – М.: Минприроды РФ, Мин ных структурных элементов – от более чем 100 м в энерго РФ, ВНИГНИ, 2002.

осевой зоне Большехетской террасы до 20 – 30 м на 5. Кринин В.А. Строение и стратиграфическое положение пла западном ее склоне.

стов-коллекторов нижнехетского продуктивного горизонта в се Схематическая карта толщин ложной покрышки веро-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной (рис. 7), совмещенная с картой амплитуд локальных провинции//Научно-практическая конференция «Перспективы поднятий Большехетской структурной террасы, с развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского этих позиций является важным инструментом про края». – Красноярск: КНИИГиМС, 2007.

гноза нефтегазоносности. Очевидно, что мало НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276. О.А. Мельникова, В.В. Терешкин, Э.О. Тимашев, Влияние седиментационных неоднородностей нефтяного месторождения на эффективность его разработки О.А. Мельникова, В.В. Терешкин, Э.О. Тимашев, к.т.н. (ООО «СамараНИПИнефть») Ключевые слова: косая слоистость, клиноформы, заводнение, сетка скважин.

Адрес для связи: MelnikovaOA@samnipineft.ru Введение Для создания моделей, которые отражают неодно Седиментационные неоднородности, формирую- родности различного масштаба, был написан макрос, щиеся в результате флуктуационных процессов во результатом применения которого является сетка время осадконакопления, значительно влияют на ячеек с переменными петрофизическими свойства течение флюидов в резервуаре. Поскольку коррект- ми, представляющих собой входные данные для гид ная геологическая модель является ключевым родинамического тестирования в программном ком инструментом в управлении процессами разработ- плексе ECLIPSE. Более того, варьируемыми парамет ки, в ней должны быть учтены все неоднородности. рами является размер самих ячеек, толщины и накло Однако часто в моделях упускаются текстурные ны всех слойков, а также, возможно, изменение неоднородности: в геологических – из-за отсутствия свойств по разрезу (по вертикали) (рис. 1).

соответствующих исследований;

в гидродинамиче ских – из-за сложностей при ремасштабировании (апскейлинге) ячеек.

С точки зрения изучения особенностей латераль ной фильтрации наибольший интерес представляют упорядоченные текстуры, для которых характерна пространственная анизотропия проницаемости, вследствие чего они по-разному влияют на течение флюида в различных направлениях. В то же время направление заводнения в «хаотичных» текстурах будет равнозначным.

Чтобы проверить, влияют ли седиментационные Рис. 1. Модель косой слоистости с варьирующими по неоднородности на процесс разработки, были разрезу углами наклона низкопроницаемых про построены модели, учитывающие эти неоднородно- слоев и петрофизическими свойствами сти, выполнено гидродинамическое моделирование, результаты которого позволили проанализировать данный вопрос. В модели с неоднородностью мелкой косой слоисто сти было протестировано направление заводнения:

Осложнения при разработке поперек и вдоль напластования (соответственно В работе рассмотрены следующие типы неодно- параллельно и перпендикулярно палеотечению).

родности: После проведения гидродинамического моделирова • неоднородность мелкой косой слоистости (верти- ния были сравнены коэффициенты извлечения нефти кальные размеры 0,5-5 см, горизонтальные – 5-60 см);

(КИН) в регионах c низкой и высокой проницае мостью пластов к на момент обводненности 90 %.

• неоднородность крупной косой слоистости (верти пр кальные размеры 0,5-6 м, горизонтальные – 50-200 см);

Qнач Qтек, к = • клиноформное строение пласта (вертикальные Qнач пр размеры 30-100 м, горизонтальные – n100 м) [1-3];

20 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ где Qнач, Qтек – соответственно начальные и теку- Таблица щие геологические запасы в регионе заданной про- Время прорыва Направление заводнения,%,% 1 0, воды, сут ницаемости.

Параллельно палеотечению вниз 1,26 48,14 42, Численные результаты приведены в табл. 1. Из нее по падению видно, что КИН высокопроницаемых слойков оди- Параллельно палеотечению вверх 1,27 48,47 42, по падению наков в обоих направлениях, в то же время КИН Перпендикулярно палеотечению 0,16 48,76 30, низкопроницаемых слойков выше в случае заводне ния параллельно палеотечению (перпендикулярно дии. Первая стадия – переход от масштаба слойка к напластованию). Это можно объяснить следующим: ячейке геологической модели, вторая – от геологической нефть из наклонных прослоев вытесняется в том ячейки к гидродинамической.

случае, когда вода фильтруется поперек наклонных Переходя к более крупным масштабам неоднород слойков, а при заводнении вдоль напластования ности, рассмотрим в качестве примера разработку происходит прорыв воды по высокопроницаемым Мухановского месторождения Самарской области, слойкам. Аналогичные выводы получены при гид- продуктивные пласты которого формировались при родинамическом моделировании неоднородности боковом заполнении. На рис. 2 показан участок текто крупной косой слоистости. нической карты с границами Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП): внешние прибортовые Таблица зоны и осевая часть. Формирование ККСП началось в Направление Время прорыва воды,,%,% конце девонского периода, а заполнение бассейна в 10-4, сут 1 0, заводнения Параллельно палеотечению 1,4 49 42,8 начале каменоугольного периода привело к формиро Перпендикулярно палеотечению 0,2 49 33, ванию клиноформ пласта СI.

Примечание. 0,01 – КИН в низкопроницаемых слойках (0,01 мкм2);

1 – КИН Рассмотрим ситуацию, которая достаточно типична в высокопро ницаемых слойках (1 мкм2).

для данного пласта Мухановского месторождения.

В случае неоднородности мелкой косой слоисто- Для этого проследим историю работы добывающих сти силами гравитации можно пренебречь из-за их скв. 94 и 35 (рис. 3):

незначительного вклада на таком масштабе. Однако – в 1980 г. скважины работают с дебитами соответ при переходе к крупной слоистости влияние сил гра- ственно 540 и 160 т/сут при обводненности соответ витации начнет проявляться и, как следствие, ственно 94 и 38 %;

необходимо сравнить движение воды вниз и вверх – в 1981 г. введена в работу нагнетательная скв. 239, по падению слоев. в результате обводненность скв. 35 резко возросла до В табл. 2 приведены результаты гидродинамическо- 78 %, в то время как скв. 94 практически не отреагиро го моделирования неоднородности крупной косой вала на появление нагнетательной скважины;

слоистости. Из нее видно, что коэффициенты извлечения нефти 0,01 и 1 выше при движе нии воды вверх по падению, в то время как прорыв воды в этом случае происходит позже. Согласно перечисленным факторам вода, фильтруясь вниз по падению, оседает вследствие гравитации и вытесняет нефть из нижней части пласта. В свою очередь движе ние воды вверх приводит к равномерному вытеснению.

Данные примеры показывают необходи мость учета таких геологических особенностей месторождения, как слоистость, которая при водит к латеральной анизотропии проницае мости. Следует отметить, что для косослоистых песчаников нужно проводить как однофазный, так и двухфазный апскейлинг для учета не только свойств течения, но и геометрической конфигурации укрупняемых ячеек. Кроме того, при апскейлинге мелкой слоистости надо Рис. 2. Участок обзорной тектонической карты Самарской области использовать методику апскейлинга в две ста НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ цаемых прослоях. Реализация рядной системы (или рядной со смещением) поз воляет избежать указанных проблем.

Крупномасштабные неоднородности типа клиноформы хорошо идентифици руются сейсмикой. Если результаты сейс мических исследований показывают кли ноформное строение продуктивного пла ста, то это необходимо принимать во вни мание при организации системы ППД.

Учет перечисленных типов неоднород ностей позволит избежать преждевремен ного обводнения добывающих скважин и Рис. 3. История работы скв. 94, 239 и «закупоривания» запасов.

Заключение – еще через два года, в 1983 г., обводненность скв. достигает 91 %, а скв. 94 – 95 %. Данная работа была посвящена изучению влияния Объяснить такую ситуацию можно геологическими седиментационных неоднородностей на процессы особенностями строения: нагнетательная скв. 239 и заводнения при разработке месторождений. В резуль добывающая скв. 35 находятся в одной клиноформе, тате геологического и гидродинамического моделиро образование которой проходило за один цикл осадко- вания выяснено, что при косослоистой текстуре кол лектора коэффициент извлечения запасов выше при накопления, а скв. 94 расположена в соседней клино заводнении поперек наклонных слойков (параллель форме, и на нее работа нагнетательной скв. 239 не влияет. Происходит своего рода «замыкание» нагнета- но палеотечению) вследствие лучшего вытеснения тельной скв. 239 и добывающей скв. 35 (см. рис. 3, г). В углеводородов из низкопроницаемых прослоев, в то данном случае рациональнее было бы закачивать воду время как при заводнении вдоль напластования (пер в водонасыщенную часть пласта для поддержания пендикулярно палеотечению) происходит прорыв пластового давления (ППД). воды по высокопроницаемым слоям. В качестве при мера рассмотрено месторождение с клиноформным Методический подход к разработке продуктивным пластом. Показано, что при проекти неоднородных коллекторов ровании разработки необходимо учитывать особен Для решения перечисленных проблем при выявле- ности строения пласта.

нии и подготовке залежей к разработке можно пред- В работе предложен один из возможных методиче ложить методический подход, суть которого заключа- ских подходов при разработке неоднородных песча ется в следующем: совокупность данных о геологиче- ных коллекторов, который позволит избежать преж ском строении продуктивных пластов, полученных из девременного обводнения добывающих скважин и палеогеографии, в результате сейсморазведки, геофи- зон с невытесненными запасами. Это особенно важно зических исследований скважин и анализа керна, поз- для лицензионных участков небольшого размера, раз воляет сделать определенный вывод об обстановке работка которых ведется точечными скважинами при повышенном риске принятия решений.

осадконакопления и спрогнозировать тип и про странственную ориентацию неоднородности.

Наиболее информативным для обнаружения мел Список литературы кой косой слоистости является наклономер. Если при анализе данных наклономера обнаружена упорядо ченная слоистость, то необходимо определить распо- 1. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты. – М.: Мир, ложение скважин, чтобы избежать преждевременного 1986. – 439 с.

обводнения и добиться максимального КИН. Так, 2. Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопле пятиточечная схема, во-первых, приведет к прежде- ния. – М.: Недра, 1981. – 439 с.

временному обводнению добывающих скважин, рас- 3. Сели Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. – М.: Недра, положенных вдоль напластования, и, во-вторых, не 1989. – 294 с.

даст возможности вытеснить запасы в низкопрони 22 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА УДК 622.691. В.Ф. Яхин, Применение эжекторной технологии в системе сбора продукции скважин В.Ф. Яхин (ООО «РН–Пурнефтегаз») Ключевые слова: эжектор, низконапорная скважина, устьевое давление, сопло.

Адрес для связи: gg0503@gmail.com - откачка воды из заглубленных емкостей, колод Введение Большинство разрабатываемых в настоящее цев, приямков, приустьевых воронок скважин, время месторождений находится на поздней ста- кранов МПК при помощи газоводяных или паро дии разработки, и неизбежное снижение пластово- водяных эжекторов и др.;

го давления приводит к увеличению затрат на до- - снижение устьевого давления при оборудова бычу углеводородного сырья. В то же время осно- нии устья каждой скважины эжекторной установ вой эффективной работы любого предприятия яв- кой [1].

ляется снижение себестоимости продукции. Для Применение эжекционных течений жидкостей и большинства нововведений необходимы высокие газов позволяет интенсифицировать процессы финансовые затраты, что часто затрудняет их реа- сжатия газов, вакуумирования и охлаждения, теп лизацию. лообмена, массообмена, очистки газов от механи Одним из решений, эффективных с точки зрения ческих примесей и капельной жидкости, смеше минимизации капитальных вложений, является ния и эмульгирования. Аппараты, в которых осу ществляются указанные процессы, просты по кон применение эжекторных технологий, использую струкции и в изготовлении, хорошо совместимы с щих энергию пласта. Физическая основа данных другим технологическим оборудованием, доста технологий заключается в передаче кинетической энергии от движущейся с большой скоростью точно экономичны [2, 3].

среды к другой среде с ее последующим уносом.

Данные технологии применяются для решения Применение эжекторных установок широкого круга задач, в частности: В статье рассматривается возможность примене - создание депрессии на пласт с целью вызова ния эжектора на устье для эксплуатации скважин с притока к забою скважины;

более низкими устьевыми давлениями, чем давле - совместное с ЭЦН использование для уменьше- ние на входе в установку комплексной подготовки ния скопления свободного газа в затрубном про- газа. Устьевые давления скважин, работающих в странстве;

общий коллектор, значительно различаются из-за - увеличение отбора углеводородов при газлифт- многопластовости эксплуатируемых объектов.

ном способе эксплуатации скважин;

Давление в коллекторе определяется минималь - эксплуатация скважины с устьевым давлением ным устьевым давлением в скважине, поэтому при более низким, чем давление в коллекторе, за счет дальнейшем снижении пластового давления скважины-донора;

осложняется сбор продукции скважин с низким - возвращение нефтяного газа на повторную се- устьевым давлением. Повышение устьевого давле парацию за счет энергии газа высокого давления;

ния обычно осуществляется компрессорами. Для - добавление реагентов, эмульгаторов, ингибито- строительства и оборудования компрессорных ров без применения насосов;

станций необходимы большие капитальные вложе НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА ние на начальном этапе смешения имеет турбу лентный характер. Частицы низконапорного газа подхватываются высоконапорной струей и увле каются в зону смешения. В результате поддержи вается разряжение на входе в смесительную каме ру, которое обеспечивает втекание низконапорного газа в эжектор. Корпусом эжектора служит суще ствующий тройник 1 на обвязке скважины (см.

рис.1), объединяющий скважину, газосборный и факельный коллекторы. Такое размещение эжекто ра позволило отказаться от дополнительных пере обвязок трубопроводов. Тройник крепится на фланцевых соединениях 2, что облегчает и уско ряет его монтаж и демонтаж. В нем также легко за Рис. 1. Конструкция эжектора меняются конструктивные элементы эжектора. В зависимости от конструктивных элементов ме ния и в последующем высокие эксплуатационные няются характеристики потоков газов (рис. 2).

затраты, что в большинстве случаев приводит к нерентабельности их строительства.

Эффективным вариантом является применение устьевого эжектора для монтажа в обвязке скважи ны. Заводские эжекторы имеют высокую стои мость, существенно влияющую на срок окупаемо сти. Кроме того, из-за больших габаритов монтаж таких эжекторов требует изменения генерального проекта обвязки скважин. Оптимальным решени ем является использование малогабаритного эжек тора простой конструкции, который можно изгото вить его в ремонтных мастерских предприятия.

Для снижения устьевого давления с использова нием эжектора газ из низконапорной скважины до жимается с помощью эжектора высоконапорным Рис. 2. Изменение давления (1) и скорости (2) пото газом из скважины-донора. Конструкция эжектора ков газов в конструктивных элементах эжектора показана на рис.1. Высоконапорный (эжектирую щий) газ с полным давлением поступает из сопла 3 в смесительную камеру 4, далее в диффузор 5. В качестве примера рассмотрены две скважины.

Основные параметры потоков из этих скважин При стационарном режиме работы эжектора во представлены в ниже.

входном сечении смесительной камеры устанавли Расход потока, тыс. м3/ч:

вается статическое давление, которое всегда ниже эжектирующего..................... полного давления низконапорного (эжектируемо эжектируемого...................... го) газа. Под действием разности давлений низко напорный газ устремляется в эжектор. В камеру cуммарный........................ смешения высоконапорный и низконапорный газы Давление потока на входе в эжектор, МПа:



Pages:   || 2 | 3 |
 

Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

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