(495) 967-36-81

Система интерактивного управления
жизненным циклом нефтегазовых
месторождений

Главная / Статьи / о геомеханическом моделировании скважин
распечатать

о геомеханическом моделировании скважин

Научное обоснование взаимосвязей между фильтрационными и емкостными свойствами сложнопостроенных газонасыщенных пород Западной Сибири

Авторы: О.А. Богданов ЗАО «Пангея»,  М.Ю. Еланский,  С.Б. Лещева ООО «Георесурс»

 В практике создания и использования связей между фильтрационными (проницаемость абсолютная и эффективная) и коллекторскими (пористость, остаточная и подвижная насыщенность газом, нефтью или водой) свойствами, как правило, наблюдается построение «примитивных» двухмерных зависимостей, с очень низкими статистическими критериями. Применение таких слабо научно обоснованных зависимостей приводит к оценке фильтрационных и емкостных свойств исследуемых продуктивных пластов с большими погрешностями, к необоснованному принятию управляющих решений по испытанию и исследованию скважин, состоянию разрабатываемых месторождений, строящихся и эксплуатируемых подземных хранилищ газа (ПХГ).

В 70-80 годы прошлого века один из крупнейших отечественных петрофизиков Михаил Михайлович Элланский указывал, что для изучения построенных газонефтеносных объектов созданная для исследования простых систем методология однофакторного эксперимента неприменима. Единственным средством решения проблемы является создание эффективных общих многомерных математических моделей, петрофизических взаимосвязей и объединение этих моделей в системы, используемые при комплексной количественной интерпретации скважинных данных для различных классов продуктивных отложений [1].

Особо актуален вывод профессора М.М. Элланского для нефтегазоконденсатных месторождений гигантов Западной Сибири – Ямбургского, Заполярного, Уренгойского и других.

Однако описывать эту взаимосвязь двухмерной связью Кпр = ¦(Кп) по правилам математической статистики некорректно, поскольку для пород с пористостью, например 0.15 д.е., абсолютная проницаемость может соответствовать как низкопроницаемым   породам неколлекторам (≈ 0.1 мД), так и высокопроницаемым коллекторам (≈ 100 мД). А для пород со средним значениям абсолютной проницаемости (Кпр=10мД), пористость может быть как 0.115 д. е, так и 0.195 д.е. Столь значительные расхождения в Кпр и Кп связаны с не учетом при их определении многих других литологических и физических свойств  исследуемых отложений.

О необходимости учета других факторов, влияющих на определяемые   фильтрационные и емкостные свойства, неоднократно указывали еще в середине прошлого века и другие крупные отечественные и зарубежные ученые. Так профессором Ханиным А.А. было предложено классифицировать песчано-глинистые породы по абсолютной проницаемости, гранулометрическому составу и остаточной водонасыщенности (Кво), учитываемой при подсчете эффективной  пористости (Кп эф = Кп(1-Кво)).

В работе [2] А.А. Ханиным был показан многомерный характер зависимости величины абсолютной проницаемости песчано-алевритовых пород, от их эффективной пористости и гранулометрического состава. 

Название породы было принято по размеру частиц:

  • песчаник среднезернистый (от 0.25 до 0.5 мм);

  • песчаник мелкозернистый (от 0.1 до 0.25 мм);

  • алевролит крупнозернистый  (от 0.05 до 0.1 мм);

  • алевролит мелкозернистый  (от 0.01 до 0.05 мм).

Анализ приведенных данных о Кпр и Кп эф показывает, что для породы - коллекторы неокома Ямбургсокого и Заполярного месторождений представлены в основном  мелко и среднезернистыми песчаниками, а также крупнозернистыми и мелкозернистыми алевролитами.  Роль крупнозернистых песчаников невелика. В общем виде, приведенные на рисунке 2 данные описываются трехмерной зависимостью Кпр=10^(аКпэф+вdз). Поскольку Кп.эф = Кп(1-Кво) значения абсолютной проницаемости для рассматриваемых отложений по существу зависят от трех геологических параметров: пористости, остаточной водонасыщенности и гранулометрического состава.

Анализируя влияние литологической составляющей на фильтрационные свойства изучаемых пород были проведены сопоставления данных гранулометрического состава по среднестатистической абсолютной проницаемости, с последующей классификацией по А.А. Ханину.

Для неокомских отложений Заполярного месторождения пласты коллекторы первого класса практически отсутствуют. Для этих же пород Ямбургского месторождения отсутствуют пласты коллекторы и второго класса, что связано с разрушением и вымыванием высокопроницаемых образцов. Для пород III-VI классов наблюдается закономерное распределение песчаной и алевритовой фракций и относительное влияние глинистой фракции.

Границей раздела "песчаники-алевролиты" служит область низких значений проницаемости (V класс). Зона весьма низких значений проницаемости (VI класс), представлена, как правило, алевролитами, которые могут быть неоднозначно охарактеризованы как возможные коллектора.  Об однотипности фильтрационных и емкостных свойств неокомских отложений Ямбургского и Заполярного месторождений свидетельствует и сопоставление Кпр и Кво, приведенное на рисунке 4.  

Несмотря на кажущуюся корреляционную зависимость между Кпр и Кво в полулогарифмическом масштабе, разброс Кпр в две декады (от 1 до 100 мД при Кво=0.3 д.е.) достаточно большой (значительно больше погрешностей, допустимых при измерении этих параметров на образцах керна).

В отечественной практике очень часто для разделения пород на коллекторы и не коллекторы устанавливается граничное значение пористости путем сопоставления значений Кп и Кп эф, определенных при исследовании керна.  Считается, что между этими параметрами существует двухмерная линейная зависимость, а при Кп эф=0 значение Кп будет граничным – Кп.гр. [3, 4]. Такой подход для рассматриваемых отложений не правомерен (Рис.5). Общей двухмерной связи не наблюдается, а в области близких к нулю значений Кп эф (до 0.01 д.е.) диапазон изменения пористости составляет от 0.01 до 0.16 д.е.

Выводы:

  1. Научный анализ результатов исследования керна неокомских отложений месторождений - гигантов Западной Сибири полностью подтверждает мудрый тезис М.М. Элланского, что "… путь создания эффективных общих многомерных математических моделей петрофизических взаимосвязей и объединение этих моделей в системы, используемые при интерпретации скважинных данных для различных классов продуктивных отложений, является единственным средством решения проблемы…".

  2. На практике применение слабо обоснованных "примитивных" двухмерных корреляционных связей при оценке фильтрационно-емкостных  характеристик пластов по данным ГИС приводит к большим ошибкам и трудностям при принятии управляющих решений по выбору к испытанию объектов, определению запасов углеводородов и т.п. 

    Литература:

  1. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. – М.-2001 г.

  2. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. – М.:Недра.-1976 г.

  3. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М.-Тверь.-2003 г.

  4. Яценко Г.Г., Ручкин А.В. Обоснование нижних пределов проницаемости и пористости коллекторов по данным исследований образцов керна: – Геология нефти и газа, № 12, 1975 г.

  5. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. – М.:Недра.-1978 г.

  6. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов – М.:Недра.-1982 г.

  1. Фоменко В.Г., Красильников С.Н. Технология выбора и обоснования петрофизической модели для определения параметров коллекторов и прогнозирования эксплуатационных характеристик. Поределение параметров и залежей нефти и газа по материалам ГИС: Тезисы докладов на семинаре специалистов по геофизическим и работам в скважинах/ Под редакцией А.В. Ручкина, Е.М. Пятецкого. Тверь: НПГП «ГЕРС», 1992. 36-39 с.

 

Высокопроизводительные вычисления

Высокопроизводительные вычисления (High Performance Computing, HPC) — это раздел прикладной информатики, занимающийся в основном поиском путей решения задач, требующих большого количества вычислительных ресурсов. Сегодня к отечественным инновационным разработкам, основанным на высокопроизводительных вычислениях, приковано внимание со стороны ведущих нефтегазовых компаний страны, рассматривающих возможности их практического использования.

Все ведущие зарубежные лидеры нефтегазовой отрасли давно работают над разработкой и внедрением высокопроизводительных вычислений, без которых совершенно немыслимо будущее нефтегазовых компаний. Это выражается, прежде всего, во внедрении на практике в виде различных концепций информационного сопровождения процесса строительства скважин и добычи углеводородов, в рамках которого все участники процесса разработки и эксплуатации работают в едином информационном пространстве.

Развитие системы высокопроизводительных вычислений для нефтегазовой отрасли это одно из наиболее актуальных направлений, которое позволит реализовать целый комплекс технических и технологических задач, связанных с повышением эффективности добычи углеводородов. Эффективность работ в нефтегазовой отрасли непосредственно связана с применением мощных суперкомпьютеров для решения масштабных расчетных задач, обеспечивающих качество поиска и разведки нефтегазовых месторождений, повышение продуктивности действующих скважин и снижение экологического ущерба при их разработке.

Сертификаты и свидетельства

Смотреть все

Фотогалерея

В данном разделе представлены фотографии, иллюстрирующие направления нашей деятельности

Статьи

В данном разделе представлены статьи наших специалистов о технологии "Унофактор" и ее ключевых компонентах

Мероприятия

В данном разделе представлена информация о мероприятиях, в которых принимают участие наши сотрудники

Новости

В данном разделе представлены новости нашей компании, анонсы предстоящих мероприятий и прочий информационный контент