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 ] --

ТЕМА НОМЕРА:

Геология и разработка месторождений

с трудноизвлекаемыми запасами

Уважаемые коллеги!

В настоящее время в связи с

переходом многих месторождений на позднюю стадию разработки

и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов от нефтяных компаний требуется непрерывное тех-

нико-технологическое развитие: разработка новых нестандартных рещений и технологий добычи

трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей актуальна для многих компаний, в том числе и для НК «Роснефть».

Одной из существенных составляющих стратегии развития НК «Роснефть» является создание в компании инновационной среды, способствующей распространению прогрессивных новаторских идей, их адаптации и успешному применению. Проведение научно-технических мероприятий (кон ференций, семинаров, круглых столов) по наиболее актуальным проблемам является неотъемлемой частью данного процесса.

Начиная с 1997 г. ОАО «НК «Роснефть» традиционно проводит на Кубани конференции, посвя щенные освоению месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. За эти годы конференция прио брела широкую известность не только в нашей стране, но и за ее пределами. На VI научно-практиче ской конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», про шедшей в сентябре этого года в г. Геленджике, обсуждались важнейшие проблемы в области геоло гических и геофизических исследований, бурения скважин, моделирования и мониторинга объектов разработки, повышения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти, охраны окружающей среды при освоении месторождений. В четвертом номере научно-технического Вестника ОАО «НК «Рос нефть» мы предлагаем вам ряд статей, подготовленных специалистами компании на основе сделанных на конференции докладов.

Надеюсь, что представленные вашему вниманию материалы, будут востребованы на практике и помогут в решении конкретных задач и реализации перспективных проектов в нефтегазовой отрасли.

Пользуясь предоставленной возможностью, поздравляю читателей научно-технического Вестника с наступающим Новым годом!

Желаю всем реализации задуманного, удачи и – новых, интересных публикаций!

Первый вице-президент ОАО «НК «Роснефть»

С.И.Кудряшов БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА ОАО «НК «Роснефть»

Дж.П.Брилл, Х.Мукерджи.

Многофазный поток в скважинах.

Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 стр.



Оригинальное издание этой монографии входит в список книг-бестселлеров Американского общества инжене ров-нефтяников (SPE).

Данная монография посвящена одному из важнейших направлений нефтяного инжиниринга - прогнозированию многофазного потока в скважинах. Изучение особенностей многофазных течений представляет собой активно развивающуюся область исследований, чрезвычайно актуальных для нефтегазового дела, нефтехи мии, атомной энергетики и других важных отраслей промышленности.

Книга является результатом комплексного анализа большого числа теоретических, лабораторных и промысловых исследований по этой актуальной межотраслевой проблеме с целью применения существующего опыта и технологий к задаче расче та газоконденсатного потока в нефтегазовых скважинах и трубопроводах. В систе матизированном виде в книге рассмотрены различные методы прогнозирования характеристик потока в скважинах, условия их применения и возможные ограни чения. В приложениях приведен обзор методов расчета физических свойств флюи дов и параметров газожидкостного равновесия.

Книга будет полезна инженерно-техническим и научным работникам нефтегазо вой отрасли, а также может быть использована в процессе обучения в технических вузах, так как содержит огромное число примеров инженерных расчетов.

ГОТОВЯТСЯ К ПЕЧАТИ 1. L.P. Dake. The Practice of Reservoir Engineering (Revised Edition).

Elsevier, Developments in Petroleum Science Series, Volume 36, 2001.

Л. П. Дейк. Практический инжиниринг резервуаров.

2. M. Economides, R. Oligney, P. Valko. Unified Fracture Design.

Bridging the Gap between Theory and Practice. Orsa Press, 2001.

М. Экономидес, Р. Олни, П. Валько. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике 3. M.P. Walsh, L.W. Lake. A generalized approach to primary hydrocarbon recovery.

Handbook of petroleum exploration and production. Elsevier, 2003.

М.Уолш, Л. Лейк. Первичные методы разработки месторождений углеводородов.

4. T. Ertekin, J.H. Abou-Kassem, G.R. King. Basic Applied Reservoir Simulation.

SPE, Monograph Series, Volume 7, Dallas, 2001.

Т. Эртекин, Дж., Абу-Кассем, Г. Кинг. Практические методы моделирования резервуаров.

ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ МОЖНО ПРИОБРЕСТИ:

через Интернет-магазин:

http://shop.rcd.ru А также:

ФТИАН (Москва, Нахимовский пр-т, 36/1, к. 307, тел.: (495) 332-4892, почтовый адрес: Нахимовский пр-т, 34) ИМАШ (Москва, ул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414, тел.: (495) 135-5437) УДГУ (Ижевск, ул. Университетская, д. 1, корп. 4, 2 эт., к. 211, тел.: (3412) 500-295) МГУ им. М.В. Ломоносова (Москва, ГЗ, 1 этаж;

Физический ф-т, 1 этаж;

Гуманитарный ф-т, 0 и 1 этажи;

Биологический ф-т, 1 этаж) РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Главное здание, 3-4 эт., книжные киоски фирмы «Аргумент») «Дом научно-технической книги» (Москва, Ленинский пр-т, 40, тел.: (495) 137-06-33) «Московский дом книги» (Москва, ул. Новый Арбат, 8, тел.: (495) 290-45-07) «Библиоглобус» (Москва, ул. Мясницкая, 6, тел.: (495) 928-87-44) «ФИЗМАТКНИГА» (Московская обл., г. Долгопрудный, Новый корпус МФТИ, 1 этаж, тел.: (495) 409-9328) «Санкт-Петербургский дом книги» (Санкт-Петербург, Невский пр-т, 28) Издательство СПбГУ, Магазин №1 (Санкт-Петербург, Университетская набережная, 7/9) СОДЕРЖАНИЕ НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»





Издается с 2006 года выходит 4 раза в год РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ Богданчиков С.М.

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА (главный редактор) Кудряшов С.И.

Хасанов М.М., Сидоренко В.В, Суртаев В.Н. Новый подход (заместитель в моделировании строения природных главного редактора) нефтяных резервуаров аллювиального (речного) генезиса.................................. Кузнецов А.М.

Данильченко О.Н. Методические принципы информационной (заместитель главного редактора) поддержки адаптации геолого-технологических моделей................................. Бачин С.И. Кичигина Т.М., Мирошкин В.Г. Детализация сложнопостроенных Борисенко В.А.

залежей с обоснованием выделения в них обводненных зон........................... Бульба В.А.

БУРЕНИЕ СКВАЖИН Грибов Е.А.

Дашевский А.В.

Кузнецов А.М., Алимбеков Р.И., Дердуга В.С. Результаты Думанский Ю.Г.

испытания системы ориентированного отбора керна........................................ Заикин И.П.

Близнюков В.Ю., Стельмак Р.В. Определение оптимальной Ковалев Н.И.

Кондратьев Н.А. длины горизонтального ствола скважины Кудрявцев А.В. с учетом влияния технико-экономических факторов........................................ Латыпов А.Р.

Шарафутдинова Р.З. Разработка требований к составу реагентов, Нападовский В.В.

используемых для обеспечения устойчивости Сапронов А.А.

глинистых отложений при строительстве скважин............................................ Ставский М.Е.

Тропин Э.Ю. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Телин А.Г.

Хасанов М.М., Шабалин М.А., Сергеев Е.И., Ефимов Д.В.

Хасанов М.М.

Оценка физико-химических свойств пластовых флюидов Щукин Ю.В.

в условиях неоднозначности экспериментальных данных................................ СЕКРЕТАРИАТ Иванов Г.С., Харлов А.Н., Федоренко А.Н. Разработка Линник Н.В.

трудноизвлекаемых запасов в ОАО «Удмуртнефть»........................................... Мамлеева Л.А.

Джалалов К.Э., Гарушев Э.А.,Чебоксаров В.Л. Об эффективности Попович Т.А.

применения методов увеличения нефтеотдачи в условиях Хлебникова М.Э.

водоплавающей газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью...................... Телин А.Г., Мукминов Иск.Р., Караваев А.Д., Макатров А.К.

Физическое моделирование влияния начальной нефтенасыщенности на коэффициент вытеснения и остаточную нефтенасыщенность для условий Ефремовского месторождения......................................................... Сдано в набор 13.11. Асмандияров Р.Н, Пономарев Е.В., Никитин А.Н., Притула И.И.

Подписано в печать 12.12. Тираж 950 экз. Оценка перспективности применения горизонтальных скважин с гидроразрывом пласта на Приразломном месторождении............................ ОАО «НК «Роснефть», 2006 Тулаев Р.В., Еникеева Г.М., Махмутова Э.В., Тимашев Э.М.

Анализ динамики коэффициентов продуктивности При перепечатке материалов скважин на Приразломном месторождении ссылка на «Научнотехнический с низкопроницаемыми коллекторами................................................................... вестник ОАО «НК «Роснефть»

Филиндаш С.В. Результаты внедрения технологии зарезки обязательна боковых стволов на месторождениях ООО «РН.Юганскнефтегаз»................. Отпечатано в ООО «Август Борг»

Научное редактирование статей и prepress ЗАО «Издательство Алфавитный перечень статей, опубликованных «Нефтяное хозяйство»

в научно-техническом вестнике ОАО «НК «Роснефть» в 2006 году.............. www.oilindustry.ru Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 12 14 сентября 2006 г. в г. Геленджике прошла VI научнопрактическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами».

Открытие конференции. В президиуме: А.М. Кузнецов, заместитель директора по научно-проектным работам КНТЦ ОАО «НК «Роснефть»;

Н.И. Ковалев, генеральный директор ООО «РН-Краснодарнефтегаз»;

Н.А. Кондратьев, генеральный директор ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»;

В.Н. Зверева, главный редактор журнала «Нефтяное хозяйство»

Организаторами конференции выступили КНТЦ ОАО «НК «Роснефть», ООО «РН – Краснодарнефтегаз», ООО «НК «Рос нефть»-НТЦ» и журнал «Нефтяное хозяйство». В ее работе приняли участие более 90 специалистов из различных нефтегазовых и сервисных компаний, научно-исследовательских центров: ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «РуссНефть», ОАО «Тюменнефтегаз».

РУП «ПО «Белоруснефть», ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», РМНТК «Нефтеотдача», ПермНИПИнефть, КогалымНИПИ нефть, ИПНГ РАН, ВНИИнефть, компания «Роксар», ЗАО «Информпласт», компания «Сиам», ООО «Геотехнокин» и др. «Ядро»

участников конференции составили специалисты ОАО «НК «Роснефть» и ее дочерних подразделений: ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», КНТЦ, ООО «ЮНГ –НТЦ Уфа», ООО «НК «Роснефть-НТЦ», ОАО «Удмуртнефть». За три дня работы конференции было заслушано и обсуждено 49 докладов.

Открыл конференцию генеральный директор ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

Н.И. Ковалев. Он зачитал обращение Президента ОАО «НК «Роснефть» С.М. Богданчико ва к участникам, гостям и организаторам конференции. В обращении отмечено, что в связи с переходом многих месторождений на позднюю стадию разработки, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов для многих компаний, в том числе и для НК «Роснефть», акту альны вопросы разработки новых нестандартных технологий, технических решений, тех ники добычи трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. С.М. Богданчиков выразил надежду, что рекомендации и предложения, выработанные в ходе проведения конферен ции, будут востребованы на практике и станут важным фактором для решения конкрет- К.Э. Джалалов, заместитель генерального ных задач, реализации перспективных проектов в нефтегазовой сфере, пожелал участни- директора по геологии и разработке месторождений кам конференции активной и творческой работы, интересных плодотворных дискуссий.

ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»

Н.И. Ковалев также поздравил всех присутствующих с началом работы конференции, отметил ее важность и актуальность. Неслучайно, что конференция начиная с 1997 г. тра диционно проводится на Кубанской земле, где более 140 лет назад зародилась нефтяная промышленность России.

В процессе трехдневной работы конференции были заслуша ны и обсуждены доклады по следующим направлениям:

Проектирование и мониторинг разработки месторождений с трудноизвлекамыми запасами, геологическое и гидродинами ческое моделирование залежей.

Современные методы исследования скважин.

Новые технологии бурения и вскрытия продуктивных пла стов.

Разработка нефтегазовых объектов, в том числе низкопро дуктивных, с применением многоствольных и горизонтальных скважин.

Современные методы повышения нефте- и газоотдачи пла стов, интенсификация добычи нефти и газа.

Эффективные технологии ремонтно-изоляционных работ.

Охрана окружающей среды при освоении месторождений.

4 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Большую часть докладов представили специалисты подразделе ний ОАО «НК «Роснефть» - организатора конференции. Большой интерес вызвали доклад представителя ОАО «Удмуртнефть»

А.Н. Харлова, посвященный применению горизонтального бурения при разработке трудноизвлекаемых запасов Удмуртии, А.Е. Кладова (ООО «РН-Юганскнефтегаз») «Контроль эффективности разработ ки месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» с применением современных информационных технологий»;

Р.Н.Асмандиярова («ООО «РН-Юганскнефтегаз») «Альтернативный способ разработки Приразломного месторождения», С.Г. Вольпина (ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова») «Гидродинамические исследования сква жин в информационном обеспечении разработки нефтяных место рождений»,Т.М. Кичигиной (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ») «Детали- А.Е. Кладов, начальник управления А.Н. Харлов, руководитель мониторинга добычи зация сложнопостроенных залежей с обоснованием выделения Департамента стратегии обводненных внутризалежных зон», В.И. Горшенина (ОАО «НК ООО «РН-Юганскнефтегаз»

развития месторождений «Роснефть») «Новый подход к управлению буровыми работами на ОАО «Удмуртнефть» базе информационных технологий» и многие другие.

Следует отметить высокую активность участников конференции. Практически по каждому докладу задавалось множество вопросов, что иногда приводило к измене нию регламента выступлений. Часто дис куссии продолжались и во время переры вов, и после окончания заседаний. Участ ников конференции помимо чисто техно логических вопросов интересовали вопро сы стоимости проводимых мероприятий, Р.В. Тулаев, инженер лаборатории какие сервисные компании привлекаются к проектирования разработки месторождений внедрению той или иной технологии и т.д.

ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа»

Представитель ООО «ЛУКОЙЛ-Нижне волжскнефть» А.М. Сибилев в своем выступлении отметил, что проблему разра ботки трудноизвлекаемых запасов нужно С.С. Чабанов, главный геолог НГДП- решать всем вместе, для рентабельного ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

освоения таких месторождений необходимо их льготное налогообложение, что требует внесения соответствующих поправок в действующее налоговое законодательство.

Особо хочется отметить выступления молодых специалистов - Р.Н. Асмандиярова (ООО «РН Юганскнефтегаз»), Р.В. Тулаева, А.К. Макатрова (ООО «ЮНГ - НТЦ Уфа), О.Н. Данильченко (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ), Р.З. Шарафутдиновой (ОАО «НК «Роснефть») и других, которые хорошо вла дели темой своих докладов и уверенно отвечали на вопросы участников конференции.

О.Н. Данильченко, заведующий В целом мероприятие прошло на высоком профессиональном уровне. Ее участники выразили лабораторией гидродинамиче благодарность организаторам за безупречное обеспечение работы конференции.

ского моделирования ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА В.В. Сидоренко, В.Н. Суртаев, М.М. Хасанов, УДК 622.276. Новый подход в моделировании строения природных нефтяных резервуаров аллювиального (речного) генезиса М.М. Хасанов (ОАО «НК «Роснефть») В.В. Сидоренко, В.Н. Суртаев (МФТИ) Введение В статье в качестве иллюстрации предлагаемого подхода обсуждается моделирование резервуаров Для понимания строения нефтяных резервуаров аллювиального типа. Для построения реалистичных и достоверного прогноза возможных изменений их русловых систем использован вероятностный кле коллекторских свойств в процессе разработки точный автомат, генерирующий ветвящиеся сети на нужно располагать надежными геометрическими и прямоугольной решетке. Проведена калибровка структурными моделями этих геологических объек параметров автомата, позволяющая генерировать тов. Очень часто эти модели являются основой для речные системы с разными свойствами.

принятия важных экономических решений.

Результаты проведенных исследований свиде В традиционных методах моделирования пла тельствуют об эффективности применения гидро стов-коллекторов используется либо чисто стати логических моделей в нефтяной отрасли.

стический подход (вариограммные методы), либо комбинированная стратегия, опирающаяся на Концепция нового подхода к моделированию известную информацию о строении резервуара природных нефтяных резервуаров (объектно-геометрические методы, многоточечная Моделирование природных резервуаров - общая статистика). Следует отметить, что во многих слу- характеристика проблемы. Моделирование резер чаях модель должна лишь качественно воспроизво- вуара предполагает воссоздание его геометрических дить строение резервуара и нет необходимости в их параметров в каждой точке пространства по сква полной идентичности. жинным, сейсмическим данным и любой другой Строение резервуара определяется условиями его полезной информации. Четкое представление о формирования. Это позволяет нам предложить строении резервуара и его фильтрационно-емкост новый подход к моделированию нефтяных резер- ных свойствах (ФЕС) необходимо для выбора вуаров, основанный на использовании простых эффективной схемы разработки и максимального математических правил для описания физических извлечения углеводородов из месторождения.

процессов, определяющих характер осадконакопле- Моделирование геометрического строения и ния и таким образом ответственных за строение ФЕС резервуара проводится поэтапно – внутри резервуара. Например, при турбидитном типе отло- полученных в результате геометрического модели жений, представленных чередованием песчано-але- рования тел распределяются коллекторские свой вролито-глинистых прослоев в пласте, можно попы- ства. Наибольшую сложность представляет восста таться воспроизвести перемещение масс песчаного новление строения сложнопостроенных резервуа материала с шельфа и его перемешивание с глубоко- ров (в частности, отложений речных систем). В даль водными глинами. Определенным выбором правил нейшем под моделированием будет подразумевать можно достичь согласования результатов моделиро- ся только моделирование геометрии резервуара.

вания не только с общими представлениями о стро- Обзор известных методов моделирования. В ении резервуара, но и с конкретными скважинными настоящее время предложено уже достаточно много данными.

6 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА того, они должны быть относительно разнообраз методов моделирования резервуаров, которые ными и сохранять при этом единую структуру.

можно разделить на три группы: вариограммные, объектные и методы с использованием многоточеч- Концепция нового метода моделирования. Целью ной статистики. наших исследований является развитие нового под хода к моделированию строения резервуаров, в Вариограммные методы моделирования – это котором личностный фактор менее значим по срав различные варианты интерполяции, использующие нению с уже используемыми методами. Идея данно в качестве инструмента вариограмму [1]. Отличи го подхода состоит в том, что строение любого гео тельной чертой этих методов является простота реа логического объекта определяется условиями его лизации: кроме скважинных данных не привлекает формирования. Поэтому в математических алгорит ся никакая дополнительная информация.

мах, воспроизводящих строение природного нефтя При наличии предварительных сведений о стро ного резервуара, целесообразно учитывать в каком ении резервуара можно использовать объектные то виде свойства физических процессов, результа методы [2-4]. В этом случае предполагается извест том которых является такое строение. Такой подход ным, что пласт состоит из геологических тел опреде позволяет использовать априорную информацию о ленной характерной формы (например, по данным типе осадконакопления и особенностях рельефа, сейсмического анализа или результатам уже прове влияющих на процесс осадконакопления.

денного бурения). Имеющиеся скважины дают точ Как уже отмечалось, в большинстве случаев пол ное значение оцениваемого параметра (тип фации) ной идентичности модели и реального резервуара не в нескольких точках пласта. Задача состоит в требуется, важно лишь достичь реалистичности построении распределения этого параметра по модели. Тем не менее, алгоритм должен уметь адап всему пласту.

тировать генерируемые структуры под имеющиеся Объектное моделирование дает более реалистич скважинные данные.

ные модели неоднородного резервуара по сравне Иллюстрация нового метода моделирования нию с вариограммным методом и может воссоздать его строение по достаточно малому числу скважин- Характеристика гидрологических моделей. Проде ных данных. Однако для проведения объектного монстрируем новый метод моделирования на примере моделирования требуется создание объектов, что построения резервуаров аллювиального (речного) уже само по себе является проблемой: объекты, соз- генезиса. В зависимости от поставленной задачи для данные природой, сложно описать шаблоном, опре- моделирования речных систем могут использоваться деляемым несколькими параметрами. разные подходы: одна и та же идеология не позволит описать изменение русла отдельной небольшой реки и Сложности объектного моделирования привели к формирование крупной речной системы. В первом созданию более гибкого подхода, базирующегося на случае каким-то образом должна быть отражена седи использовании многоточечной статистики [5, 6]. Его ментология прирусловых осадочных пород, во вто основой является сбор статистических данных о ром - важно воспроизвести статистические законо встречаемости различных комбинаций пород и даль мерности, присущие речным системам.

нейшее использование этой информации в процессе моделирования. Сбор статистических данных осу- Приведенные примеры иллюстрируют микро- и ществляется с обучающих карт – карт уже разбурен- макроэволюцию речных систем. Микроэволюция ных участков рассматриваемого месторождения или это изменчивость речных русел за небольшое геоло рисунков, сделанных геологом в соответствии с его гическое время (образование стариц, появление представлением о том, что должно находиться под новых и развитие существующих речных извилин, землей (в последнем случае эффективность алгоритма накопление песков размыва и др.). Моделирование существенно зависит от личностного фактора – раз- данного типа эволюции сосредоточено на измене ные специалисты могут сделать разные выводы на нии отдельно взятого русла и не рассматривает реч основании одних и тех же геофизических данных). ную систему в целом [7,8].

Метод многоточечной статистики применим Макроэволюция заключается в изменении речной даже тогда, когда строение резервуара нельзя опи- сети в целом: зарождение речной системы, выделение сать параметрически. Однако обязательное наличие главных русел, развитие их приточной системы и кон обучающих карт ограничивает реализацию этого куренция речных бассейнов. Далее предполагается метода. Для сбора большего объема статистических рассматривать именно этот тип эволюции.

данных обучающих карт должно быть много, кроме После изучения существующих методов модели НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА рования речных узлов определяется формулой систем мы останови лись на алгоритме, предложенном R.L. Le (2) heny и S.R. Nagel [9] (далее для краткости LN-алгоритм). Он где hi=h0-hi;

h0 - высота местности в достаточно прост, но тем не менее позволяет рассматриваемом узле;

hi - высота в соот генерировать реали- ветствующем соседнем узле.

стичные изображения Кроме того, капля не может вернуться в разных типов речных узел сразу после того, как она его покинула, систем. за исключением случая, когда это един Описание алгорит- ственное направление с положительной ма. Общая идеология вероятностью перехода. Экспоненциаль LN-алгоритма изложе- ная зависимость (2) обеспечивает стекание на в работе [9], в кото- потоков с крутых склонов и формирование рой предлагается сово- речных извилин в более ровной местности.

купность правил пере- Капля движется от узла к узлу в соот хода для вероятност- ветствии с законом (2) до тех пор, пока не ного клеточного авто- попадет на нижнюю или верхнюю границу мата [10], позволяю- решетки. Если возникает тупиковая ситуа щих генерировать ция (из внутреннего узла невозможно ветвящиеся сети на перетекание в какой-либо другой), то прямоугольной «застрявшая» капля возвращается в ранее решетке. При его пройденные узлы до тех пор, пока не практической реализа- Рис. 1. Схема модифицированного алгоритма появится другой вариант траектории.

ции возникли некото- После достижения каплей границы рые технические проблемы, для преодоления кото- решетки высота каждого узла, через который про рых нам потребовалось ряд правил уточнить. Кроме шел поток, уменьшается на D единиц (имитация того, в алгоритм была введена возможность исполь- эрозии):

зования скважинных данных. Ниже приведено опи h(x, y)h(x, y)-D. (3) сание модифицированного алгоритма, использован Разности высот в соседних узлах сравниваются с ного в наших исследованиях.

некоторым критическим значением M. Если в неко Участок местности заменяется прямоугольной тором узле нарушено условие решеткой, в узлах которой заданы высоты h(x, y) (рис. 1, а). Далее число узлов решетки на прямых, (4) параллельных осям Ох и Оу, будет предполагаться равным соответственно Lx и Ly. Моделирование то высота узла уменьшается (имитация осыпа начинается с простейшего ландшафта без каких- ния берега при размыве):

либо характерных черт h(x, y)h(x, y)-h/4. (5) h(x, y)=Ix, (1) Осыпавшаяся масса грунта считается унесенной потоком. «Обвалы» прекращаются тогда, когда во где - параметр, определяющий пер всех узлах наклоны удовлетворяют условию (4).

воначальный уклон (рис. 1, б). Расчет размывания склонов потоком после выпа дения очередной «капли» является шагом LN-алго Вода поступает в виде дождевых осадков: едини ритма. После нескольких шагов можно выделить ца объема жидкости (ниже условно именуемая речную сеть. Рассматривается «контрольный»

«каплей») выпадает в случайно выбранном узле дождь, капли которого падают на все узлы решетки.

решетки (рис. 1, в). Дальнейшее перетекание капли Выпавшие осадки перемещаются в направлении из узла в узел также носит случайный характер:

наибольшей крутизны спуска до достижения вероятность выбора одного из ближайших четырех 8 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Первое из неравенств (6) обеспе нижней границы участка.

чивает слабое влияние уклона на Точки, через которые первоначальные потоки и способ прошло не менее R еди ствует формированию извилистых ниц объема жидкости, речных русел. При выполнении вто считаются частью реки.

рого условия поток, достигший уже Для визуального пред существующего русла, далее будет ставления синтезирован двигаться именно по этому руслу.

ной речной системы Третье неравенство означает, что можно использовать раз интенсивность обусловленной сте ные приемы. Например, кающими осадками эрозии мала.

можно ставить кружки Примеры синтезированной речной одного и того же радиуса системы приведены на рис. 2.

в тех узлах, где поток пре Численные эксперименты вышал определенное зна выявили два этапа эволюции реч чение, т.е. выделять ной системы, существенно разли «структуру» речной чающиеся по характерным време системы. Другой прием – нам. На начальной стадии осадки рисовать в узлах кружки выпадают на неразмытый склон и с радиусами, пропорцио образуют стекающие без взаимных нальными потоку, про пересечений извилистые потоки.

шедшему через эти узлы.

«Первичная» речная сеть напомина При обсуждении воз ет ветвящиеся образования, возни можной геометрии неф кающие при формальном синтези тяного резервуара русло ровании речной сети на основе вого типа необходимо модели случайных блужданий [11].

учитывать скважинные В дальнейшем происходит медлен данные как самый досто ное углубление русел и наблюдает верный источник инфор ся своеобразная «борьба за выжи мации о том, через какие точки русло проходило и Рис. 2. Пример речной системы (а) и ее структура пото- вание» у притоков: выделяются глав где его не было. Для ка (б) (параметры модели: решетка 191191, I=0,0158, ные и исчезают второстепенные.

Описанные процессы вполне использования такой D=0,5, M=300, число итераций равно 2500) соответствуют положениям класси информации правила LN ческой теории эволюции речных алгоритма были несколь систем, основы которой были зало ко изменены. В окрестно жены американским ученым В.С. Глоком еще в 30-е сти узла, через который в итоге должно пройти реч годы XX века. Он выделил стадии «распространения»

ное русло, вероятности перехода изменялись таким и «интеграции» речной сети. На стадии «распростра образом, что капля с большей вероятностью двига нения» речная сеть удлиняется (растут основные при лась по направлению именно к этому узлу. «Припод токи) и усложняется (появляются притоки притоков, няв» рельеф в каком-то узле на начальном этапе, мы притоки притоков притоков и т.д.). При последующей можем заставить речные русла в дальнейшем его интеграции исчезают второстепенные притоки.

обходить.

Основные водные потоки «оптимизируют» геоме Замечание. На основании выполненных оценок трию русел, сокращая путь к морю.

LN-алгоритм пренебрегает вкладом кориолисовых Дополнительным подтверждением реалистично сил в формирование геометрии речной системы.

сти результатов моделирования служат различные Общая характеристика результатов проведен статистические закономерности, воспроизводимые ных численных экспериментов. При проведении в численных экспериментах. Например, подтвер численных экспериментов по моделированию реч ждается закон Хака, связывающий площадь речной ных русел мы выбирали параметры модели, удовле системы А (площадь, на которую выпадают посту творяющие условиям пающие в речную систему осадки) с длиной главной EI1, DI, MD. (6) НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ния параметра обрушения М. Обвалы играют огромную роль в рассматриваемой модели эволю ции речной системы, так как именно они обеспечи вают конкурентную борьбу русел друг с другом, приводят к исчезновению мелких ручейков и разви тию крупных рек. Параметр М определяет вид «каньонов» – крутизну их склонов и в итоге влияет на скорость эволюции речной системы.

Следует отметить, что в численных эксперимен тах вызванная обвалами и эрозией рельефа конку Рис. 3. Рельеф, сформировавшийся после 15000 итераций ренция русел после достаточно большого числа ите раций приводит к вырождению синтезируемой реч ной системы и к утрате ее сходства с реальными реч реки Lp:Lp~Аа, где а - некоторая константа.

ными системами. «Разумное» число итераций N Своего рода «побочным» продуктом обсужда- можно установить на основе простых оценок. Будем емой методики является возможность синтезиро- считать, что речная система становится вырожден вать рельеф местности, на которой располагается ной при слиянии всех русел в одно и при достиже речная система. На рис. 3 в качестве примера пред- нии расстояния между кромками «каньона» величи ставлен рельеф, сформировавшийся после 15000 ны, сравнимой с Ly - характерным линейным мас итераций. Хорошо прослеживаются вымываемые штабом рассматриваемого участка местности речными системами «каньоны» – результат эрозии (рис. 4, а). Из рис. 4, б следует, что угол, определяю поверхности вследствие стекания капель и обвалов. щий максимальную крутизну склона, удовлетворяет Тем не менее, получаемому рельефу не следует при- уравнению давать большого значения: в большинстве случаев tg=3M/4. (7) его характер определяется факторами, отсутствую Соответственно, глубина «каньона» на этапе щими в нашей модели.

вырождения Влияние параметров модели на характеристики h=Lytg/2. (8) синтезируемых речных систем. Начнем с обсужде Число итераций, необходимое для достижения такой глубины, (9) На основании формулы (9) можно сделать вы вод, что в экспериментах, промежуточный результат которых изображен на рис. 2, вырождение наступает после 40000 итераций.

Далее мы будем использовать следующие количе ственные характеристики речных систем: извили стость основного русла S и сложность речной систе мы C. Извилистостью называют отношение рас стояния от истока до устья к полной длине русла.

Сложность определяется средним расстоянием между притоками.

Параметр E, фигурирующий в показателе экспо ненты в основной для рассматриваемого подхода формуле (2), наиболее заметно влияет на эти харак теристики синтезируемых речных систем (рис. 5).

Понятно, что увеличение этого параметра усиливает корреляцию между направлением движения капли и Рис. 4. Определение разумного числа итерации направлением на узел, обеспечивающий максималь ный перепад высот - извилистость русла уменьша 10 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА чение С возрастает приблизительно линейным образом.

Проанализируем влияние параме тра эрозии D. Рис. 6 дает качественное представление о том, как при измене нии этого параметра изменяется изви листость речной системы. Разрыв гра фиков происходит тогда, когда началь ный перепад высот между соседними узлами становится равным параметру эрозии (D=D*). При DD* направление Рис. 5. Геометрия речных систем, возникающих при Е=5,0 (а) и Е=25,0 (б) перемещения капли определяется преи мущественно «затравочным» наклоном рельефа. При DD* извилистость практически не зависит от значения параметра эрозии, а уровень характерного «плато» на графиках S как функции D определяется значением параметра Е в соответ ствующих численных экспериментах.

Завершая обсуждение характера влияния раз личных параметров на свойства синтезируемых речных русел, мы можем отметить, что опыт, прио бретаемый после серии экспериментов, позволяет специалисту уверенно «играть» параметрами моде ли для получения желаемой геометрии речной Рис. 6. Зависимость извилистости синтезируемого речного русла S системы.

от параметра D при разных значениях Е (Е1Е2Е3) Эксперименты по адаптации синтезируе мых русел к скважинным данным. Эксперимен ты по построению русел, проходящих через узлы из множества МА и обходящие узлы из множества MR, были относительно немного численными и проводились преимуществен но с целью проверки работоспособности модифицированного варианта LN-алгоритма.

В качестве примера на рис. 7 представлены результаты численного эксперимента, в кото ром множества МА и MR были выбраны из соображений качественного соответствия Рис. 7. Синтезированная речная система, удовлетворяющая скважинным дан- скважинным данным, относящим к Киня ным:

минскому месторождению Угутской группы.

1, 2 - узлы соответственно из множества МА и MR Данное месторождение сложено резервуарами ется. С другой стороны, численные эксперименты речного типа, приуроченными к юрским отложениям.

показали, что при Е1 направление перетекания Результаты моделирования хорошо согласуются с практически не зависит от перепада высот – генери- общими геолого-геофизическими представлениями о руются речные системы с извилистостью основного строении месторождения.

русла S 2. Это значение извилистости является пре Перспективы использования и дальнейшего дельным для LN-алгоритма. Для построения речных развития предлагаемого подхода систем с большей извилистостью нужно использо Критически оценивая результаты моделирова вать другие алгоритмы.

ния, следует признать, что у реальных речных Результаты численных экспериментов свидетель систем есть ряд важных свойств с точки зрения ствуют также о том, что параметр Е является един понимания строения нефтяных резервуаров, не вос ственным параметром модели, влияющим на среднее производимых LN-алгоритмом. В условиях аллюви расстояние между притоками. При увеличении Е зна НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ального осадконакопления разным участкам речных Преимуществами нового метода являются про русел соответствуют разные фациальные типы. стота программной реализации и наличие модели, Например, песчаный материал локализуется в виде не применявшейся ранее в нефтяных приложениях, наносных тел (баров) вдоль русел рек в зависимости но достаточно хорошо изученной гидрологами. К от их извилистости. На синтезируемых изображе- недостаткам можно отнести сложность подбора ниях речных систем присутствуют только потоко- правил моделирования. Степень разнообразия гене вые формы, некий хребет, относительно которого в рируемых объектов существенно зависит от слож дальнейшем следует позиционировать речные ности задаваемых правил - простые правила приво фации. Если рассматривать получаемые потоковые дят к менее гибким моделям.

формы в масштабе речных систем порядка 103 км Главное отличие подхода от уже известных состо (реки с низкой извилистостью и немногочисленны- ит в том, что строение резервуаров рассматривается ми притоками), то сходство будет достаточно хоро- с позиции его формирования и дальнейшей эволю шим. Если же этот масштаб меньше, то геометрия ции. Наряду с уменьшением зависимости от субъек синтезированной речной системы требует коррек- тивного мнения геолога, это помогает выделить тировки: в верховьях реки русло должно обладать главные факторы, влияющие на строение резервуа меньшей извилистостью, а по мере продвижения ра и глубже осознать сам процесс его появления.

потока к устью меандрирование усиливается, дости гая максимума на предустьевой равнине. Авторы выражают благодарность Д.Ю. Головано Следует также отметить, что большая часть ву и К.В. Седых за полезные обсуждения возможных месторождений не превосходит характерного раз- подходов к моделированию нефтяных резервуаров.

мера в 20 – 30 км. Месторождения с характерным размером более 30 км являются очень крупными и встречаются достаточно редко. Среднее расстояние между притоками даже маленьких рек больше 30 км и при рассмотрении их в таком масштабе в первую очередь следует сосредоточиться на моделировании Список литературы эволюции речного канала и связанных с этим седи 1. Krige D.G. A statistical approach to some basic mine valuation ментологических процессах problems on the Witwatersrand//Journal of the Chemical, Metallur Наконец, возможны и другие варианты использо gical and Mining Society of South Africa. № 52 (1951). – Р. - 119–139.

вания методов гидрологического моделирования.

2. Wietzerbin L., Mallet J.L. Parametrization of Complexe 3D Предположим, например, что по сейсмическим дан- Heterogeneities: A New CAD Approach//SPE 26423-РА, 1993.

ным установлено наличие холмистой поверхности, 3. Deutsch C.V., Wang L. Hierarchical Object-Based Geostatistical являющейся фундаментом для накопления осадочных Modeling of Fluvial Reservoirs//SPE 36514, 1996.

пород. Для корректного распределения осадочных 4. Shmaryan L.E., Deutsch C.V. Object-Based Modeling of пород в соответствии с их типом по фундаменту тре- Fluvial/Deepwater Reservoirs with Fast Data Conditioning:

Methodology and Case Studies//SPE 56821-МS, 1999.

буется знать, каким образом они осаждались по 5. Strebelle S.B., Journel A.G. Reservoir Modeling using multiple поверхности, где наблюдалось их накопление, а в каких point statistics//SPE 71324, 2001.

участках осадочные породы размывались. Таким обра 6. Strebelle S.B., Payrazyan K. Modeling of a deepwater turbidite зом, в данном случае тоже потребуется построить reservoir conditional to seismic data using multiple-point statis потоковые формы, рассматриваемые в данной работе. tics//SPE 77425, 2002.

Заключение 7. Liverpool T.B., Edwards S.F. The dynamics of a meandering river, preprint cond-mat/9608080 (http://arXiv.org) Концепция адаптивного моделирования отража 8. A simulation model for meandering rivers and their associated ет эффективность использования после надлежа sedimentary environments/P. Meakin, T. Sun, T. Jossang, K.

щей модификации гидрологических моделей в неф Scwarz//Physica A. -№? 233 (1996). – Р. 606-618.

тяной промышленности. Дальнейшее развитие дан 9. Leheny R.L., Nagel S.R. Model for the evolution of river net ного подхода могло бы состоять в рассмотрении works//Phys. Rev. Lett. - № 71 (1993). – Р. 1470-1473.

более сложных моделей речных систем и русел, 10. Лоскутов А.Ю., Михайлов А.С. Введение в синергетику. - М.:

позволяющих дать более аккуратное описание Наука, 1990. - 272 с.

меандрирования. Еще одно возможное применение 11. Sapozhnikov V.B., Nikora V.I. Simple computer model of a fractal адаптивного моделирования – анализ схода турби- river network with fractal individual watercourses//J. Phys. A: Math.

Gen. - №26 (1993). – Р. L623-L627.

дитных потоков.

12 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА О.Н. Данильченко, УДК 550.8. Методические принципы информационной поддержки адаптации геологотехнологических моделей О.Н. Данильченко (ООО «НК «Роснефть» НТЦ») Введение мер, от США, где, начиная с опубликованных в сере дине 30-х годов двадцатого столетия работ Наиболее сложным этапом в работе по созданию Р.И. Шильтуиса, для решения весьма широкого постоянно действующих геолого-технологических круга задач анализа разработки нефтяных и газо моделей (ПДГТМ) конкретных эксплуатационных нефтяных залежей активно использовались уравне объектов (ЭО) является адаптация моделей к пока ния материального баланса [2], всегда в основном зателям истории их разработки. Качество адаптации ориентировались на максимально упрощенные значительно зависит от того, насколько близки к методы материальных балансов. Они позволяют с действительности геологическая модель и оценка помощью элементарных расчетов оценивать геоло начальных геологических запасов нефти, на основе гические запасы с определенными режимами рабо которых построена ПДГТМ. В работе [1] допуска ты продуктивных пластов. При таком подходе метод лось отнесение начальных геологических запасов материального баланса часто воспринимается в нефти и распределения их по объему залежи к качестве средства оценки запасов, по своим возмож основным корректируемым параметрам ПДГТМ.

ностям близкого к методам, опирающимся на харак Однако опыт работы с ПДГТМ свидетельствует, что теристики вытеснения, но в отличие от последних такое расширение набора параметров, уточняемых в требующего дополнительной информации о дина ходе адаптации модели, очень затрудняет процесс мике пластового давления и некоторых не всегда адаптации, ведет к крайне нежелательному увеличе известных с приемлемой точностью физических нию затрат труда и машинного времени. Поэтому свойствах коллекторов. Следствие такого восприя более рациональным представляется к моменту соз тия – пониженное внимание к методу материально дания ПДГТМ и ее адаптации выполнить работы по го баланса как возможной основе экспрессного уточнению запасов моделируемой залежи.

«предадаптационного» моделирования разработки В отечественной практике экспрессное модели нефтяных залежей в связи с подготовкой исходных рование, целью которого является уточнение оце данных для создания ПДГТМ эксплуатационных нок начальных (обычно не геологических, а извле объектов, более или менее длительное время уже каемых) запасов нефти, чаще всего реализуется на находящихся в разработке.

основе характеристик вытеснения [1, 3], поэтому Метод материального баланса оно становится возможным только при работе с ЭО, находящимися на заключительных стадиях разра- Интерес к методу материального баланса связан с ботки, характеризующихся значительной обводнен- тем, что пришлось создавать постоянно действую ностью продукции. Вполне очевидно, что для уточ- щие трехмерные геолого-технологические модели нения запасов может использоваться метод мате- для залежей, разрабатываемых при упругом и упру риального баланса, который в принципе применим го-водонапорном режимах в условиях, когда забой и к нефтяным залежам, находящимся на ранних ста- ные давления в добывающих скважинах в течение диях разработки. Однако в России в отличие, напри- многих лет превышают давление насыщения при НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА очень низкой обводненности извлекаемой нефти. вторгшейся в залежь к концу i-го периода разработ ки, к концу последующего (i+1)-го периода изменя Для залежей, на которых иногда возникают ется в зависимости от пластового давления. Величи серьезные трудности и в определении положения на изменения может быть оценена при известном поверхности водонефтяного контакта (ВНК), были коэффициенте сжимаемости вторгшейся воды вт.

предложены специфические варианты реализации Это позволяет для каждого рассматриваемого метода материального баланса [4, с. 48-52, 240-244], момента разработки с учетом динамики пластового основанные на использовании так называемого коэф давления оценить процесс вторжения воды в за фициента упругоемкости системы нефть – вода – лежь, обозначаемую через SW и связанную с Wвт порода. Они позволяют оценивать напрямую лишь соотношением начальный объем вмещающих залежь пород и тре буют для оценки запасов нефти использования ком- Wвт= СSW, (2) плекса элементов метода материального (точнее, где C – некоторая мера гидродинамической связи материально-энергетического) баланса c элемента залежи с законтурной областью.

ми объемного метода подсчета запасов. В связи с Считая, что близкие во времени моменты разра отмеченным была предпринята попытка применить ботки мало различаются по коэффициентам сжима на таких залежах метод материального баланса в емости в, в п, в и параметру С, из уравнения (1), «более чистом» виде, при этом ориентироваться на получаем относительно ранние стадии разработки. Исходя из этого, уравнение материального баланса для фикси рованного момента разработки записывается в сле дующем виде:

(3) (4) (1) где используется так называемый комплексный коэффициент сжимаемости пор и остаточной воды, где Q0 - начальные геологические запасы дегази определяемый равенством рованной нефти, единицы объема;

Qн - накопленная добыча нефти, единицы объема (поверхностные (5) условия);

b - объемный коэффициент пластовой нефти в рассматриваемый момент разработки;

Уравнение (3) характеризует ситуацию до нача b0 - начальный объемный коэффициент нефти;

ла вторжения воды в залежь, уравнение (4) – более kн - начальная нефтенасыщенность пор пород-кол лекторов;

в - коэффициент сжимаемости изначаль- поздние моменты разработки. Взяв несколько ран но содержащейся в порах воды;

р - разность между них моментов разработки и рассмотрев их попар но (1-й и 2-й, 2-й и 3-й и т.д.) по характеризующим начальным и текущим пластовыми давлениями в их значениям Qн, b, Wд, Wз, р, задавшись значени рассматриваемый момент разработки;

Wд, Wз – ем в по каждой паре решением соответствующей, накопленная соответственно добыча и закачка системы из двух линейных уравнений, получим воды, единицы объема (поверхностные условия);

в в - коэффициент сжимаемости соответственно,, оценки начальных запасов нефти Q0 и комплекс добытой и закачанной воды;

р - разность между ного коэффициента k. В идеале оценки Q0 при переходе от предыдущей пары к последующей дол текущим пластовым давлением и давлением на жны вначале возрастать (по мере включения в раз поверхности земли;

Wвт – объем воды, вторгшейся в работку все большей части залежи), затем (после залежь к рассматриваемому моменту истории раз работки;

п - коэффициент сжимаемости пор. охвата разработкой всей залежи) стабилизи роваться на уровне, соответствующем реальным Предполагается, что в начале разработки Wвт=0, а начальным запасам. Эта стабилизация в более поз затем возрастает пропорционально произведению дние моменты разработки должна смениться продолжительности каждого периода разработки на систематическим ростом оценки Q0, что послужи характеризующее период среднее значение р. При ло бы признаком начала вторжения воды и вызва этом учитывается, что суммарный объем воды, 14 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА ло необходимость перехода к использованию ура- женных во времени моментов разработки, в большин внения (4). стве случаев очень просто оценивается с точки зрения его принадлежности к близким к действительности, Уравнение (4) требует рассмотрения смежных существенно заниженным или завышенным оценкам.

моментов разработки уже не парами, а тройками.

Если данные обрабатывались под уравнение (3), то При этом придется задаваться коэффициентом сжимаемости вт и работать с системой из трех явно завышенные оценки запасов сопровождались нулевыми и даже отрицательными расчетными значе линейных уравнений, что даст возможность полу ниями комплексного коэффициента k, а явно зани чать оценки трех коэффициентов: Q0, k, C.

В идеале женные – слишком высокими (обычно более значения Q0, отвечающие различным тройкам ура 0,005 МПа-1) расчетными значениями. Аналогично, внений, должны быть достаточно стабильными и при обработке данных под уравнение (4) признаком примерно равными полученным перед началом завышенности полученной оценки Q0 является то, что систематического роста оценок Q0, отмечающегося она сопровождается нулевыми и отрицательными зна на поздних этапах работы с уравнением вида (3).

чениями как указанного многочлена, так и коэффици Это было бы надежным свидетельством приемлемо ента С, а признаком заниженности - непомерно высо сти использованного подхода к методу материаль кие значения многочлена при положительных значе ного баланса в данных конкретных условиях.

ниях коэффициента С. Если расчетные значения мно В варианте метода имеются отказ от характерно гочлена и коэффициента С как признаки заниженно го для российских нефтяников использования еди сти или завышенности оценки Q0 изменяются в раз ной формулы для оценки запасов, переход к иссле ных направлениях, то значение Q0 идентифицируется дованию всей кривой зависимости накопленной как не заслуживающее доверия. Окончательная оцен добычи жидкости от пластового давления, работа с ка запасов получается как среднеарифметическая из объемными коэффициентами, а не с коэффициен оценок, идентифицированных в качестве заслуживаю тами сжимаемости нефти. Однако в этом варианте щих доверия (расчетная оценка многочлена положи уравнение упругого материального баланса выво тельная, но не выше 0,005 МПа-1;

С0) и не выходящих дится без использования данных о площади залежи за пределы интервала, ограниченного наименьшей из средних значениях эффективной нефтенасыщенной завышенных и наибольшей из заниженных оценок Q0.

толщины и коэффициенте пористости пород-кол Пример применения метода оценки начальных лекторов.

запасов нефти К сожалению, накопленный опыт использования В качестве примера применения предлагаемого уравнений (3) и (4) для оценки начальных запасов за метода приведем результаты обработки данных по лежей на основе соответствующей обработки данных истории разработки нижнемеловой залежи Старо истории их разработки показал, что ожидавшаяся грозненского месторождения Чеченской Республики.

динамика оценок начальных запасов нефти Q0 реали зуется лишь в качестве слабо выраженной тенденции. Нефтяная залежь в нижнемеловых отложениях Последняя нарушается появлением явно заниженных Старогрозненского месторождения приурочена к и явно завышенных оценок при переходе от более ран- субширотной антиклинальной складке размерами них пар и троек моментов разработки к более поз- около 433 км с углами падения крыльев 50-70°. В дним. При этом полуторные, двухкратные и даже трех- южной части месторождения нефть содержится кратные занижения и завышения не редки. Основная как в первичных порах, так и во вторичных пусто причина этого понятна: низкая точность исходных тах (каверны, трещины), в северной – почти во данных оценок текущих пластовых давлений (как пра- вторичных пустотах. Залежь введена в промы вило, рассчитываемых со взвешиванием по площади, а шленную разработку в 1973 г., но поверхность не по объемам поровых пространств) и зависимости ВНК в ней до сих пор не вскрыта. В связи с этим объемного коэффициента нефти от пластового давле- достаточно надежных оценок начальных геологи ния. ческих запасов нефти нет, хотя запасы пересчиты вались несколько раз с последовательным увели Первоначально сложившаяся ситуация была вос чением их оценки от 9,6 млн. до 41,6 млн. т. Наи принята как непреодолимое препятствие для практи более поздний подсчет выполнен под условно ческого применения предлагаемого метода, требующе принятую абсолютную отметку водонефтяного го точности исходных данных. Однако затем было контакта –5085 м.

обращено внимание на то, что значение Q0, получен ное для каждой конкретной пары или тройки сбли- На 01.01.02 г. на залежи было пробурено 18 добы НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА вающих скважин, нагнетательных скважин не было. стей). В то же время множества результатов, не обоз Реализованные на нижнемеловой залежи Старогроз- наченных программой физически бессмысленными, ненского месторождения система размещения сква- полученные при различных зависимостях b=f(p), жин и порядок их ввода в эксплуатацию таковы, что оказались очень близки между собой. Это парадок после 1976 г. или даже в 1976 г. систему разработки сальное обстоятельство, с одной стороны, объясня можно считать достаточно устойчивой в отношении ется тем, что определяющее влияние на результаты полноты охвата залежи разработкой, близкой к 90 %. оказывает поведение не самой функции b=f(p), а Для подсчета начальных запасов нефти методом упру- производной db/dp, относительно которой многие гого материального баланса нами использованы годич- из использовавшихся нами зависимостей b=f(p) на ные данные о накопленной добыче нефти и воды,дина- некоторых интервалах изменения давления р оказа мике текущего среднего пластового давления за 1973- лись весьма близкими между собой, а с другой сто 2001 гг. Основная трудность в реализации этого метода роны, жесткой ориентацией программы на отбра была связана с отсутствием надежных данных о зави- ковку вызывающих сомнение результатов. Суще симости объемного коэффициента нефти b от давле- ственного влияния на получаемые результаты при ния р. Фактические данные об этой зависимости носят всех зависимостях b=f(p) не оказало изменение коэффициента в очень широких пределах (от 0 до фрагментарный характер и свидетельствуют, что даже 0,005 МПа-1), что позволило считать «правильным»

начальный объемный коэффициент b0, соответствую =0,0005 МПа-1. Изменение интервальной оценки щий начальному пластовому давлению 68,4 МПа, в различных частях залежи меняется от 2,083 до 2,660. В максимальной величины комплексного коэффици сложивших условиях пришлось воспользоваться шес- ента k повлияло только на интервальные оценки тью различными зависимостями b=f(p), представлен- начальных геологических запасов нефти. Характер ными на рисунке, имеющими некоторые шансы оказа- изменений оценок начальных геологических запа ться близкими к относительно адекватно отражающим сов нефти при изменении интервальной оценки свойства нефти применительно к залежи. максимальных величин коэффициента k позволил считать наиболее правдоподобным заключение, Были выполнены две группы вычислительных согласно которому kmax не меньше 0,002 МПа-1 и не экспериментов, связанных с применением про больше 0,004 МПа-1.

грамм соответственно OLDAN3U (расчеты ведутся, исходя из предположения о полном отсутствии вне- Другие результаты вычислительных эксперимен дрения в разрабатываемую залежь законтурной тов, выполненных с помощью программы воды) и OLDAN4U (расчеты выполняются под OLDAN3U, следующие:

заданное пользователем программы время начала 1) по данным первых 4 лет разработки (1973 поступления в залежь законтурной воды tвт). 1976 гг.) ни одной физически осмысленной оценки В связи с проведением расчетов для шести раз- начальных геологических запасов нефти не получе личных кривых b=f(p) каждая группа была но, так как в эти годы происходит постепенное уве разделена на шесть подгрупп, различающихся по используемым в них зависимостям b=f(p). Вычисли тельные эксперименты, входящие в одну подгруппу, различаются по тому, под какое значение коэффи циента сжимаемости добываемой, закачиваемой и поступающей в залежь воды и какой интервал воз можного изменения максимального комплексного коэффициента k выполнялся расчет.

Вычислительные эксперименты, проведенные с помощью программы OLDAN3U, показали, что изме нение зависимости b=f(p) в первую очередь отража ется на числе пар смежных годов разработки, по дан ным которых получаются результаты, идентифици руемые программой как физически бессмысленные (вплоть до полного отсутствия результатов, не отно симых программой к физически бессмысленным, Различные варианты (1-6) зависимости объемного коэффициента при двух из шести использовавшихся зависимо нефти от давления 16 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Примечание. В исходные данные о средних текущих пластовых давлениях внесены поправки, относящиеся к 1979 г.

(+0,05 МПа), 1980 г. (+0,13 МПа), 1981 г. (+0,48 МПа), 1983 г. (-0,30 МПа), 1985 г. (+0,20 МПа), 1986 г. (-0,20 МПа), 1989 г.

(+0,10 МПа), 1990 г. (-0,05 МПа), 1992 г. (+0,33 МПа), 1994 г. (-0,10 МПа), 1996 г.(-0,05 МПа), 1997 г.(-0,18 МПа), 1998 г.

(-0,90 МПа), 1999 г.(-0,60 МПа).

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА личение полноты охвата объема залежи процессом эта оценка имеет относительную точность около разработки, и балансные уравнения, отвечающие 10 % и перекрывается оценкой, полученной с помо данным годам разработки, характеризующимися щью программы OLDAN3U, в интервале 53,79 61,51 млн. м3, она была уточнена при переходе на различными величинами охваченных разработкой запасов, не могут иметь общего физически осмы- работу программы OLDAN4U в режиме адаптацион сленного решения;

ного варианта метода упругого материального баланса, допускающего внесение изменений в исход 2) первые системы из двух балансных уравнений, ные данные о текущих средних пластовых давле имеющие общее физически осмысленное решение, ниях. Результаты реализации этого режима под приз при трех из шести рассмотренных кривых b=f(p) нанную (по результатам расчетов, выполненных с получены по данным 1976 и 1977 гг., что свидетель помощью программ OLDAN3U и OLDAN4U) наибо ствует практически о завершении охвата объема лее правдоподобной кривую b=f(p) приведены в залежи процессом разработки уже в 1976 г.;


таблице. Детальный анализ данных таблицы дает 3) данным 1976 и 1977 гг. отвечает интервальная возможность признать наиболее правдоподобной оценка начальных геологических запасов нефти, оценкой начальных геологических запасов нефти равная 41,76-61,51 млн. м3 (объем дегазированной нижнемеловых отложений Старогрозненского нефти);

месторождения величину запасов 58,50±1,00 млн. м 4) системы из двух балансных уравнений, соот (47,97±0,82 млн. т).

ветствующих 1977-1978, 1978-1979 гг. и последую Заключение щим парам годов (вплоть до 2000-2001гг.), дают Приведенный пример, по-видимому, дает доста физически бессмысленные решения или явно завы шенные (76,55-178,11 млн. м3) оценки начальных точно четкое представление о возможностях пред ложенного варианта метода упругого материального геологических запасов нефти;

это указывает на баланса (и реализующей его программы OLDAN4U) начавшийся примерно в середине 1977 г. процесс как средства оценки начальных запасов нефтяных внедрения в залежь законтурной воды, сделавший залежей, разрабатывающихся длительное время.

модель программы OLDAN3U, не учитывающую Метод позволяет получать надежные интервальные этот процесс, непригодной для оценки начальных оценки (максимальная из заниженных – минималь геологических запасов нефти по данным 1978 г. и ная из завышенных оценок), выявлять грубые более позднего периода.

ошибки в оценках, полученных другими методами.

Результаты, полученные с помощью программы Это имеет важное значение для исключения попы OLDAN3U, позволяют при обработке данных по ток адаптации геолого-технологических моделей, истории разработки нижнемеловой залежи Старо предпринимаемых, исходя из неправильных пред грозненского месторождения с помощью програм ставлений о начальных запасах нефти, которые свя мы OLDAN4U пользоваться значением = 0,0005 МПа заны с моделируемыми эксплуатационными объек -1, интервальной оценкой комплексно тами и, как правило, требующих больших и в конеч го коэффициента k = 0,002-0,004 МПа-1, ориентиру ном счете бесполезных затрат труда и машинного ясь на середину 1977 г. как на момент начала внедре времени.

ния в залежь законтурной воды. Самым примеча тельным результатом, полученным с помощью про граммы OLDAN4U, явилось то, что физически осмы сленные данные были получены при использовании Список литературы всех шести рассматривавшихся нами кривых b=f(p).

Это означает, что «мягкая» реакция (уменьшение 1. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработ числа физически осмысленных решений без появле ки нефтяных залежей на поздней стадии. - М.: Недра, 1994. – ния грубо ошибочных результатов) на использова 308 с.

ние не вполне адекватной зависимости b=f(p), свой 2. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США. - М.:

ственная программе OLDAN3U, в еще большей мере Недра, 1993. – 350 с.

присуща программе OLDAN4U. Итогом проведен- 3. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. Учебник ных вычислительных экспериментов по оценке для вузов. - М.: Недра, 1985. – 223 с.

начальных геологических запасов нефти 4. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденса та/Л.Ф. Дементьев, Ю.В. Шурубор, В.И. Азаматов и др. - М.:

нижнемеловой залежи стал выход на оценку Недра, 1981. – 380 с.

59,79±6,00 млн. м3 в поверхностных условиях. Хотя 18 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Т.М. Кичигина, В.Г. Мирошкин, УДК 550. Детализация сложнопостроенных залежей с обоснованием выделения в них обводненных зон Т.М. Кичигина, В.Г. Мирошкин (ООО «НК «Роснефть» НТЦ») Введение Установлено, что сохранению в залежи зон повы шенной водонасыщенности довольно часто способ Падение добычи нефти на давно разрабатываемых ствуют ловушки, ограниченные сверху поверхностя залежах потребовало поисков новых резервов как для ми стратиграфического несогласия или примыкаю поддержания текущей добычи, так и для ее возможно щие по латерали к зонам литологического замеще го увеличения. Одним из методов повышения (стаби ния пород-коллекторов непроницаемыми порода лизации) отборов жидких углеводородов является ми. В залежах, приуроченных к тектоническим выбор оптимальных участков на залежи для бурения структурам, перераспределение флюидов под дей новых скважин или вторых стволов.

ствием гравитационных сил отставало от темпов Геологическая детализация продуктивного деформации продуктивной толщи.

объекта с выделением водосодержащих участков Так, на нефтяных месторождениях Анастасиев позволяет внести существенные коррективы в оцен ско-Троицком, Зыбза-Глубокий Яр и Гудермесском ку запасов углеводородов и одновременно эффек по результатам обобщения геолого-геофизических тивно осуществлять разработку нефтяных пластов.

и промысловых материалов были выявлены струк Детализация сложнопостроенных залежей турно-литологические и тектонические тупики зон Присутствие в залежи зон повышенной водона повышенной водонасыщенности. Увеличенное сыщенности выше поверхности водонефтяного содержание глинистых примесей в осадочных поро контакта (ВНК) вызвано многообразием факторов, дах, характерных для условий литологического заме влияющих на распределение флюидов в породах.

Рис. 1. Карта нефтенасыщенных толщин кумского горизонта месторождения Зыбза - Глубокий Яр НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА Рис. 2. Геологические разрезы продуктивных отложений залежи кумского горизонта месторождения Зыбза-Глубокий Яр щения коллектора IVa меотического и кумского По всем скважинам, в которых при опробовании горизонтов на месторождениях Анастасиевско-Тро- продуктивных разрезов получены притоки нефти с ицком и Зыбза-Глубокий Яр, а также изолирован- водой выше границы ВНК, для выяснения характера ность прослоев способствовали формированию обводнения рассматривался начальный период их участков с водосодержащими коллекторами. эксплуатации, например, до 5 -10 лет. В этот период продуктивные залежи еще находятся в начальном По промыслово-геофизическим данным пода уравновешенном состоянии, и такие процессы, как, вляющего большинства скважин этих месторождений например, движение контурных вод, работа нагне в интервалах залегания продуктивных терригенных тательных скважин, не оказывают достаточного коллекторов достаточно уверенно выделяются нефте влияния на объекты.

насыщенные и водонасыщенные части разреза.

20 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА лежи Карского участка месторождения Зыбза-Глубокий Яр. Коллекторы здесь по результатам геофизических исследований скважин характеризуются преимущественно как нефтенасыщенные. Содержание воды в нефти на протяжении длительного периода отличается относительной стабильностью и равно 0 - 21 %. Незначительные колебания обводненности связаны как с техническими факторами, так и с выработкой отдельных водонасыщенных прослоев.

В своде складки в районе тектонических нарушений по ряду скважин месторождения Рис. 3. Динамика обводненности продукции в процессе эксплуатации первой (а), Зыбза-Глубокий Яр (см. рис. 3, в), несмотря второй (б), третьей (в) и четвертой (г) групп скважин кумского горизонта на определения нефтенасыщенности коллек месторождения Зыбза - Глубокий Яр тора геофизическими методами, фиксирует Для выяснения причины обводнения пластов ана ся довольно интересная закономерность: практически лизировалась динамика обводнения продукции и одинаковое содержание воды в продукции - до 70-75 % дебитов нефти скважин. На месторождении Зыбза (80-95 %). Одна из основных причин ее притока связа Глубокий Яр часть скважин, пробуренных на отложе на с изменением давления в пластах при начале рабо ния кумского горизонта, оказалась не охваченной пол ты скважин, что создает особые условия для перетока ным комплексом геофизических исследований, поэто жидкости из вышележащих водонасыщенных гори му главная роль в выделении участков с водо- и нефте зонтов по образовавшимся тектоническим трещинам насыщенными коллекторами отводилась результатам в нефтесодержащий коллектор кумского горизонта.

опробования и данные эксплуатации по годам.

Эта зона отличается стабильно высоким (без тенден В первую очередь были выделены скважины, в ции к снижению) содержанием воды в продукции на которых по данным опробования зафиксированы протяжении 10 лет и более.

притоки пластовой воды без признаков нефти. Как и На рис. 3, г показаны скважины, местоположение ожидалось, их местоположение совпадало с участками которых приурочено к участкам, примыкающим к литологических и стратиграфических границ и зона зонам с остаточной «тупиковой» водой. Как видно из ми отдельных тектонических нарушений (рис. 1, 2).

рис. 3, г, первые несколько лет эксплуатации характе Проанализированный материал позволяет сгруп ризуются сравнительно невысокими объемами воды в пировать скважины по темпу обводнения и располо нефти. Через 2-4 года ее содержание возрастает от 25 % жению на структурном плане (рис. 3). Так, первая в скв. 723 до 80 – 85 % в скв. 45. В отличие от прикон группа скважин (скв. 35 и 559) находится в непосред турных зон, где наблюдается прогрессирующее обвод ственной близости от ВНК на северном крыле Кар нение, по этой группе скважин последующее ского участка, вторая группа скважин (скв. 738, 589, увеличение обводненности при дальнейшей эксплуа 608, 805) – в зоне преимущественно нефтенасыщенно тации стабилизируется.

го коллектора, третья (скв. 9, 732, 736, 701) – в зоне тек Заключение тонических нарушений, четвертая (скв. 45, 30, 723) – в Комплексный набор геолого-промысловых и гео зоне, примыкающей к зонам с реликтовой «тупико физических методов позволяет на залежах длительно вой» водой. Опробование этих скважин позволило разрабатываемых месторождений исключить обвод зафиксировать зоны водосодержащих коллекторов ненные внутризалежные зоны коллектора и выбрать выше границы ВНК.

наиболее благоприятные участки для бурения новых Из рис. 3, а видно, что в приконтурной зоне первый скважин и вторых стволов, а также повысить или ста 3-4-летний эксплуатационный период (1953-1957 гг.) билизировать добычу нефти. Дифференциация отмечен довольно стабильным содержанием воды в залежей по зонам насыщения коллекторов дает воз продукции. В последующие годы в результате продви можность скорректировать площадь распространения жения контурной воды наблюдается прогрессирую нефтесодержащих пластов, уточнить начальные запа щее обводнение скважин до 50 - 80 %.

сы углеводородов и соответственно выбрать наиболее На рис. 3, б приведены данные по добывающим рациональный способ их эксплуатации.

скважинам, расположенным в центральной части за НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН А.М. Кузнецов, Р.И. Алимбеков, В.С. Дердуга, УДК 550.822. Результаты испытания системы ориентированного отбора керна А.М. Кузнецов (КНТЦ ОАО «НК «Роснефть»), Р.И. Алимбеков (НИИ ТС «Пилот»), В.С. Дердуга (ООО «НК «Роснефть»НТЦ») В 2005 г. ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» совме- ствовать систему разработки месторождения и стно с НИИ ТС «Пилот» была разработана техни- повышать эффективность извлечения нефти.

ческая документация, изготовлен и испытан в Разработанная СООК предназначена для отбо бурящейся скважине опытный образец системы ра керна в процессе бурения скважин роторным ориентированного отбора керна (СООК). Преиму- способом с привязкой положения кернового стол щества ориентированного отбора керна графиче- ба и его элементов к сторонам света. Это достига ски показаны на рис. 1. Независимо от метода ется путем непрерывного измерения и автоном отбора проницаемость керна определяется лабора- ной регистрации в процессе колонкового бурения торным путем, как правило, в трех направлениях: азимута и зенитного угла положения керноприем по его оси и в двух взаимно перпендикулярных радиальных направлениях (на рис. 1 указаны стрелками). При переносе на пласт результатов исследований в случае неориентированного отбо ра керна величины векторов радиальной проница емости в разных направлениях усредняются, поэ тому определить анизотропию фильтрационных свойств пласта не представляется возможным. В случае ориентированного керна величины векто ров радиальной проницаемости в разных напра влениях позиционируются относительно сторон света и отображают неоднородность по напласто ванию. Это становится возможным вследствие восстановления положения боковой поверхности керна в массиве горных пород в момент его выбу ривания. В результате можно получить достовер ную картину анизотропии фильтрационных свойств пласта.

Результаты изучения фильтрационно-емкост ных свойств (ФЕС) продуктивных пластов на ори ентированном керне по сравнению с неориентиро ванным позволяют представить анизотропию фильтрационных характеристик пласта, опреде лить преимущественное направление естествен Рис. 1. Результаты определения проницаемости на неориентиро ной трещиноватости. Использование данных об ванном и ориентированном кернах анизотропии свойств пласта позволяет совершен 22 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН угловой индикации относительно АИЗ. Угловые резцы (отметчики) расположены в башмаке под углами 100, 120 и 140°, один из них является опорным и в отличие от других имеет свою геометрию с углом заточки 90°, два других заточены под углом 45°.

Удлинитель с коническим хвосто виком 6 предназначен для механиче ского сочленения сбрасываемого АИЗ с седлом посадки и его угловой фиксации относительно специаль ного башмака с резцами. Одновре менно он обеспечивает удаление АИЗ из зоны магнитного влияния УКР и колонны стальных бурильных труб с его размещением внутри Рис. 2. Конструкция СООК немагнитного кожуха (НК) 2 с целью исключения экранных и магнитных ника в пространстве, а также угла установки помех на показания феррозондовых датчиков ази отклонителя бурового инструмента. мута АИЗ.

COOK состоит из скважинной и наземной НК представляет собой секцию буровой колон частей. Скважинная часть COOK (рис. 2) содержит ны из утолщенной легкосплавной бурильной керноприемное устройство (УКР) 1, автономный трубы длиной 5 м и охранным приборным контей измерительный зонд (АИЗ) 3 с удлинителем (УД) 4, нером из титанового сплава 5. Секция снабжена немагнитный кожух (НК) 2. стандартными стальными переводниками с замко Основу керноприемного устройства составляет выми резьбами.

модернизированный стандартный колонковый Основные технические характеристики сква набор УКР 164/80, серийно выпускаемый жинной части COOK ОАО «Павловский машзавод». Модернизация Диаметр отбираемого керна, мм......................... УКР 164/80 заключается в следующем. В компо- Длина керноприемника, мм........................ До новке скважинной части COOK вместо двух Номинальный диаметр используется лишь одна секция УКР, для чего на скважины, мм....................................... 190,5 и 215, верхнюю секцию, снабженную регулировочной Максимальная глубина скважин, м.......... До головкой, наворачивается компоновка рычажного Способ бурения........................................ Роторный и цангового кернорвателей со специальным баш Частота вращения, мин-1.............. Не более 70 - маком. Заканчивается УКР нижним переводником, Рабочее давление, МПа................................... До заимствованным из второй нижней секции.

Рабочая температура, °С............................... До В составе COOK функции стандартного клапа Допускаемая осевая нагрузка, кН................ До на-эжектора и сбрасываемого шара выполняет сам АИЗ, перекрывая поток бурового раствора через Вибропрочность, g........................................... До керноприемную трубу в процессе колонкового Наружный диаметр COOK, мм.......................... бурения. Общая длина COOK, мм................................. Для функционального и конструктивного Секции УКР и НК доставляются на буровую в сопряжения УКР с другими составляющими сква- собранном виде. Подготовка скважины к колонко жинной части COOK он дополнительно снабжен вому бурению с отбором керна осуществляется седлом посадки АИЗ с угловым фиксатором 8 и согласно требованиям инструкции по эксплуата специальным башмаком 7 с резцами для нанесе- ции УКР 164/80.

ния механических продольных рисок глубиной до При достижении кровли продуктивного гори 3 мм на образующей кернового столба с целью его зонта буровая колонна и керноприемная труба НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН тывание записанной информа промываются, после чего АИЗ ции. Поднятый керн был извле спускается в скважину. Перед чен из керноприемной трубы, его спуском до отворота ква уложен в ящики и отправлен на драта по показаниям устьево исследования. Ориентация керна го манометра фиксируется осуществлялась по нанесенным давление прокачки. Момент на боковых образующих керна посадки АИЗ в приемное седло механическим рискам (рис. 3), определяется по скачку давле которые в свою очередь азиму ния прокачки за счет перекры тально привязывались к положе тия промывки через керно нию СООК на забое в момент приемную трубу.

отрыва керна.

В качестве объекта испыта Выводы ний было выбрано одно из месторождений Республики 1. Наличие современных Башкортостан, где глубина инклинометрических систем на отбора керна и температура статических феррозондовых пре пласта соответствовали техни- образователях позволило совме ческим характеристикам стить процесс отбора керна с СООК в отличие от условий Рис. 3. Внешний вид керна, отобранного с инклинометрическими измере Краснодарского края, где глу- помощью СООК ниями в процессе бурения. На бина отбора керна более этой базе удалось разработать 3000 м, а пластовая температу- оригинальную конструкцию и ра превышает 120 °C. создать новую технологию отбора ориентирован ного керна.

Испытания СООК проводились в процессе планового отбора керна в соответствии с проек- 2. СООК адаптирована к условиям роторного том на бурение оценочной скважины в интервале бурения и обеспечивает отбор керна диаметром до 1737-1743 м. АИЗ, спущенный с устья скважины, 80 мм в терригенных и карбонатных породах. При достиг места посадки через 14 мин, что было отборе керна с применением СООК выполняются зафиксировано скачком давления бурового практически те же технологические операции, что раствора на манифольде от 5,0 до 6,4 МПа. В про- и при использовании обычного керноотборного цессе бурения с отбором керна АИЗ зафиксиро- снаряда УКР 164/80.

вал 42 точки положения керноприемной трубы в 3. Перенесение на пласт результатов исследова течение всего цикла измерений. При этом значе- ний ориентированного керна обеспечивает пози ние зенитного угла сохранялось стабильным и ционирование векторов радиальной проницаемо составило 14,5 ± 0,5°. сти относительно сторон света, т.е. создается уточ В результате бурения с использованием СООК ненная картина неоднородности пласта по прости был поднят ориентированный керн размером 5 м, ранию.

при этом вынос керна за одно долбление составил 4. Информация об анизотропии проницаемо 95 %. Колонковое бурение осуществлялось с помо- сти и естественной трещиноватости пласта позво щью бурильной головки БИТ 21580 производства ляет повысить качество проектирования разработ ООО «Буринтех», снабженной комбинацией ки месторождений, совершенствовать существую алмазных и твердосплавных коронок. щие технологии разработки, определять направле После окончания бурения и подъема инстру- ния проводки горизонтальных стволов скважин и мента на поверхность АИЗ извлекли из компонов- прогнозировать направление распространения ки и с помощью наземного блока выполнили счи- трещин гидроразрыва.

24 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»



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.