1535

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

ОНЕОБХОДИМОСТИ СОПОСТАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ

ИГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖЕЙ ПО ДАННЫМ ТРЕХМЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА ТЛ2-б НОЖОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ)

А.Б. Дерюшев

Филиал ООО « ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» « ПермНИПИнефть» в г. Перми Научный руководитель – д-р геол.-мин. наук, профессор В.И. Галкин

В работе использованы возможности современного программного обеспечения IRAP RMS компании Roxar: инструменты стратиграфического, литологического и петрофизического моделирования, позволившие провести подсчет геологических запасов нефти рассматриваемого в данной работе объекта. По результатам трехмерного геолого-гидродинамического моделирования проведен дискриминантный анализ, построены карты вероятностей геологических (Ргп) и гидродинамических характеристик (Ргдп) залежей, а также рассчитан комплексный параметр вероятностей (Рк).

Ключевые слова: трехмерная геологическая модель, коллектор, залежь, трехмерная гидродинамическая модель, коэффициент корреляции, дискриминантный анализ, карта вероятностей, комплексный параметр.

Построение трехмерных цифровых геологических моделей в настоящее время уже стало естественной составляющей в рамках подсчета запасов углеводородного сырья, а также технологических процессов обоснования бурения скважин. В значительной степени это связано с усложнением строения разрабатываемых месторождений и новыми технологиями добычи, например, бурением горизонтальных скважин. Между тем это не единственные задачи современного геологического моделирования. Дело в том, что проекты разработки месторождений не составляются без гидродинамического моделирования. Гидродинамическая модель показывает, как будут перемещаться флюиды (нефть, газ, вода)

впроцессе отбора продукции, т.е. при разработке месторождения и при различных воздействиях на пласт. И первоосновой такой модели, бесспорно, является геологическая модель. Она, по сути, фиксирует в пространстве область со всеми ее неоднородностями, где происходят эти процессы [1].

Таким образом, для оценки качества и корректности построения трехмерных моделей необходимо сравнение геологических и гидродинамических характеристик залежей, насколько и в какой степени они соответствуют друг другу

впределах, например, залежи или продуктивного пласта. Данная задача была решена с применением пошагового линейного дискриминантного анализа – ПЛДА, который имеет целью построение оптимальных поверхностей (дискриминантных функций) в пространстве признаков, разделяющем все пространство на области, соответствующие объектам разных классов. Эти поверхности (функции) служат границами между областями и обеспечивают оптимальное разделение объектов, относящихся к разным классам. Правило классификации в этом

21

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

случае заключается в определении по величине дискриминантной функции принадлежности объекта к той или иной из выделенных областей. Принадлежность к соответствующей области означает принадлежность соответствующему классу. Возможности использования ПЛДА для решения аналогичных задач показаны в работе Ж. Матерона [2].

По результатам проведенной в 2010 г. комплексной интерпретации данных сейсморазведки методом 3Д и по результатам вновь пробуренных скважин в пределах Ножовского месторождения выделены 4 поднятия: Восточно-Опалихин- ское, Ножовское (район скв. 1), Восточно-Ножовское и Ножовское (район скв. 4). Залежь Ножовского поднятия в районе скв. 1. является основным объектом разработки рассматриваемого месторождения. Таким образом, на основании вышеизложенного для проведения ПЛДА было выделено 2 класса (в пределах внешнего контура нефтеносности залежей): 1-й класс – залежи Восточно-Опалихинского, Восточно-Ножовского и Ножовского (район скв. 4) поднятий, 2-й класс – залежь Ножовского поднятия (район скв. 1). Поскольку залежь Ножовского поднятия в районе скв. 1 – класс 2 является основным объектом разработки, то дальнейшие исследования проводились относительно данной залежи.

По данным трехмерного геолого-гидродинамического моделирования по каждой залежи продуктивного пласта Тл2-б были исследованы следующие показатели, описывающие основные особенности геологического строения залежей, а также их гидродинамические характеристики: Deep – глубина залегания кровли первого проницаемого пропластка, м; α – угол наклона, град; Нэф – эффективная толщина пласта, м; Кп – коэффициент пористости, %; RP – удельное сопротивление пропластков, Ом*м; Кпр – коэффициент проницаемости, мД; Нэф.н – нефтенасыщенная толщина пласта, м; Кн – коэффициент нефтенасыщенности, %; Qгеол – геологические запасы нефти, тыс. т; Кпесч – коэффициент песчанистости, д. ед.; Красч – коэффициент расчлененности, д. ед.; Рпл – пластовое давление, атм; Рзаб – забойное давление, атм; Кпрод – коэффициент продуктивности, %; Кгидроп – коэффициент гидропроводности, %; Кпров – коэффициент проводимости [3, 4].

Таким образом, в качестве независимых переменных для проведения дискриминантного анализа были использованы приведенные выше геологические и гидродинамические характеристики каждой залежи пласта Тл2-б, значения (наблюдения) которых были получены путем нанесения равномерной сетки точек с шагом в 100 м. Тогда как в качестве группирующей переменной были использованы залежи пласта Тл2-б (в пределах внешнего контура нефтеносности залежей), объединенные в 2 класса.

По результатам проведенного дискриминантного анализа были определены геологические и гидродинамические показатели, внесшие наибольший вклад в общую дискриминацию. Такими показателями являются: Красч, Deep, RP, Рзаб и Кпрод. Также были вычислены апостериорные вероятности для каждого класса, показывающие вероятность того, что наблюдение принадлежит к определенному классу. В результате были построены карты вероятностей отнесения рассматриваемых в анализе наблюдений к классу 2 – Ножовское поднятие (район скв. 1),

22

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

поскольку данное поднятие является единственным объектом разработки визейских терригенных отложений Ножовского месторождения нефти.

Для объединения полученных карт вероятностей геологических и гидродинамических характеристик залежей пласта Тл2-б был использован комплексный параметр вероятности Рк. Данный параметр был рассчитан по следующей форму-

ле [5]:

где Ргп – вероятность геологических характеристик залежей пласта Тл2-б; Ргдп – вероятность гидродинамических характеристик залежей пласта Тл2-б.

В результате сравнения карт были выделены 2 зоны (рисунок): 1 – со значениями Рк > 0,5 (зона с наблюдениями, относящимися к залежи Ножовского поднятия, в районе скв. 1) и зона 2 – со значениями Рк < 0,5 (зона с наблюдениями, не относящимися к залежи Ножовского поднятия, в районе скв. 1). Необходимо отметить, что в пределах Ножовского поднятия, в районе скв. 1, выделяется область (район скв. 102), которая не относятся к рассматриваемой залежи, так как в пределах данной области значение Рк < 0,5. Тогда как северо-восточная часть залежи Восточно-Опалижинского поднятия принадлежит к зоне 1 со значениями Рк > 0,5, т.е. к изучаемой залежи Ножовского поднятия, в районе скв. 1.

Рис. Трехмерная диаграмма рассеяния (Ргдп – Ргп – Рк) (а) и карта принадлежности наблюдений к залежи Ножовского поднятия (район скв. 1) – класс 2 (б)

Таким образом, представленная работа имеет практическую ценность и может быть рекомендована для дальнейшего использования при построении трехмерных геолого-гидродинамических моделей других продуктивных отложений и площадей.

23

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1. Закревский К.Е. Геологическое 3D-моделирование. – М.: ИПЦ «Маска», 2009. – 376 с.

2.Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. – М., 1968. – 408 с.

3.Руководство пользователя программного продукта IRAP RMS. – М.,

2010. – 2966 с.

4.Дерюшев А.Б., Потехин Д.В. Опыт трехмерного моделирования терригенного девона на примере нижнетиманских отложений Кирилловского месторождения нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторожде-

ний. – 2012. – № 4. – С. 25–30.

5.Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 16–25.

24

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА ББ ШЕРШНЕВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПРОЦЕСС РАЗРАБОТКИ

Л.Ю. Зыкова

Научный руководитель – канд. геол.-мин. наук, доцент И.А. Козлова Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Установлено распределение эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Бб по площади и по разрезу, рассчитан коэффициент охвата пласта вытеснением. Выполнен анализ системы разработки объекта и распределение плотности остаточных запасов. Предложены мероприятия с целью довыработки извлекаемых запасов в частях залежи, малоохваченных системой разработки.

Ключевые слова: неоднородность распределения нефтенасыщенных толщин, остаточные запасы, коэффициент охвата, система разработки, боковые стволы, од- новременно-раздельная эксплуатация.

Шершневское нефтяное месторождение расположено в одном из привлекательных по запасам тектоническом регионе – Соликамской депрессии, на северовостоке территории Пермского края.

Залежь бобриковского пласта является основным объектом разработки, так как в нем сосредоточено 60 % от стоящих на балансе извлекаемых запасов нефти месторождения.

Согласно действующему проектному документу [1] разработка бобриковского объекта (Бб) предусматривалась на природном водонапорном режиме с размещением скважин по треугольной сетке 700× 700 м. На сегодняшний момент на залежи пробурено 43 скважины: 33 действующих добывающих, 1 добывающая ликвидированная, 8 действующих нагнетательных, 1 бездействующая нагнетательная. Объект Бб с 2006 г. находится на второй стадии разработки, что характеризуется ростом добычи нефти за счет увеличения числа вводимых добывающих скважин и началом организации системы поддержания пластового давления (ППД). Закачка воды с 2008 г. ведется в 8 нагнетательных скважинах. Обводненность продукции постепенно увеличивается и достигает в настоящее время порядка 10 %. Процент отборов от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) растет на протяжении всей стадии [1]. По принятому варианту разработки бобриковский пласт эксплуатируют 33 скважины, из них 23 работают только на бобриковский объект. В некоторых участках залежи пласт Бб эксплуатируется совместно с другими пластами месторождения: с тульским – Тл (в 4 скважинах № 227, 228, 238, 68) и с пластом Мл (в 6 скважинах № 206, 207, 212, 214, 223, 57). Анализируя текущее состояние разработки объекта, можно отметить, что из 33 работающих добывающих скважин 28 являются высокодебитными (qн > 10 т/сут), а 5 характеризуются небольшими дебитами от 3,3 до 9,8 т/сут. Причем самыми высокодебитными являются скважины, эксплуатирующие объект Бб раздельно.

Влияние геологических особенностей строения пласта на продуктивность скважин огромно. Неоднородность литологического состава коллекторов, распре-

25

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

деление эффективных и нефтенасыщенных толщин, микронеднородность пластов по фильтрационно-емкостным свойствам – это первичные геолого-промысловые критерии, влияющие на выбор и обоснование основных принципов системы разработки. Целью данной работы являются выполнение анализа влияния геологических и фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов бобриковского пласта на добывные возможности скважин и разработка рекомендаций по достижению запроектированных уровней добычи.

Выполним анализ распределения эффективных нефтенасыщенных толщин по площади залежи. Максимальные значения толщин (10–16 м) отмечаются в северной и северо-восточной частях залежи, на остальной территории значения эффективных нефтенасыщенных толщин изменяются от 7 до 10 м. Локально в южной и северо-западной частях залежи выделяются участки пониженных значений толщин (<7 м). Такое зонирование обусловлено особенностями фациального строения коллекторов.

Сопоставляя расположение высокодебитных скважин по площади залежи, была установлена их приуроченность к зонам с максимальными и средними значениями толщин. Можно отметить прямую зависимость дебитов скважин от эффективных нефтенасыщенных толщин (рис. 1). Разброс значений и сила связи между данными параметрами не являются функциональными, поскольку кроме толщины коллектора на дебиты скважин влияют и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на разных участках залежи.

Рис. 1. Зависимость дебита нефти от эффективной нефтенасыщенной толщины для скважин пласта Бб

Коллекторы в бобриковском пласте по своим фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) являются высокопористыми (среднее значение коэффициента открытой пористости составляет 17 %) и хорошо проницаемыми (Кпр составляет

0,602 мкм2).

Для комплексной оценки влияния на дебиты скважин геологических характеристик пласта был изучен гидродинамический параметр – гидропроводность (рис. 2).

26

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

Рис. 2. Зависимость дебита нефти от коэффициента гидропроводности

Данная зависимость характеризует тесные прямолинейные связи между параметрами, что выражается коэффициентом линейной корреляции r = 0,55.

Для бобриковского эксплуатационного объекта характерна существенная микронеоднородность коллекторов, выражающаяся в различном изменение ФЕС и толщины по площади залежи и по разрезу и определяющая изменение дебитов в добывающих скважинах.

Следующей задачей была оценка охвата данного пласта процессом вытеснения. Коэффициент Кохв.выт рассчитан по отношению площади охвата к площади объекта разработки и имеет значение 49 %. Таким образом, можно судить о том, что залежь пласта Бб лишь наполовину вовлечена в разработку. На построенной карте охвата процессом вытеснения можно выделить участки, не охваченные процессом вытеснения – это южная и северо-западная части залежи, а также участок в восточной части залежи, где запасы нефти расположены в пределах запасов ка- лийно-магниевых солей Усть-Яйвинского участка ВКМКС. При этом можно отметить, что малоохваченные разработкой участки расположены в зонах пониженных значений эффективных нефтенасыщенных толщин.

Сопоставляя полученные данные с картой плотности остаточных запасов, можно отметить, что наибольшая плотность остаточных запасов сосредоточена как раз в северной части залежи, наименьшая – в южной и северо-западной. В центральной части залежи можно выделить участок, где запасы плохо вырабатываются, поскольку на залежи реализована приконтурная система заводнения, влияние которой недостаточно для центральной части залежи [2].

В итоге проведенного анализа предлагаются следующие рекомендации по регулированию системы разработки объекта Бб.

С целью поддержания пластового давления в центральной части залежи, не испытывающей достаточного влияния закачки предусмотреть перевод обводнившихся добывающих скважин № 102, 221, 213, 204 под нагнетание. Кроме того,

27

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

для более полной выработки запасов в этой части залежи предусмотреть бурение боковых стволов в скважинах № 65, 215, 223, 229, 230, 236, 301.

На скважинах, осуществляющих совместную эксплуатацию двух пластов

(№ 227, 228, 238, 68, 206, 207, 213, 214, 223. 57), предусмотреть применение обо-

рудования одновременно-раздельной эксплуатации для добычи.

Сцелью увеличения степени вытеснения нефти из бобриковского пласта

всеверо-западной части залежи организовать закачку путем бурения бокового ствола из скважины № 400, работающей на объект Т-Фм. Кроме того, ввод дополнительного очага нагнетания позволит увеличить дебиты скважин на этом неохваченном разработкой участке.

Для вовлечения в разработку южной части залежи рекомендуется бурение семи добывающих скважин (№ 1П, 2П, 3П, 4П, 5П, 6П, 7П), одного бокового ствола и одной нагнетательной скважины (№ 1ПН). Восточный участок залежи, находящийся в пределах некондиционных запасов калийно-магниевых солей Усть-Яйвинского участка ВКМКС, также подлежит разбуриванию тремя добывающими скважинами (№ 8П, 9П, 10П) и организацией в этой части залежи избирательного заводнения путем перевода добывающих скважин под нагнетание (№ 231, 217) и ввода в действие нагнетательной скважины № 218.

Таким образом, выполненный анализ и рекомендуемые геолого-технические мероприятия позволят включить в работу малоохваченные участки залежи, оптимизировать систему разработки в конкретных участках пласта с учетом геологических особенностей и распределения остаточных запасов.

Список литературы

1.Дополнение к технологической схеме разработки Шершневского нефтяного месторождения. – Пермь, 2006.

2.Сонич В.П., Черемисин Н.А., Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 9.

28

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

ГАЗОГИДРАТЫ МЕТАНА В ЧЕРНОМ МОРЕ

А.В. Коломоец

Научный руководитель – М.В. Фатюнина Оренбургский государственный университет

Черное море – удобный плацдарм для разворота работ по изучению и освоению газа в гидратном состоянии. В работе охарактеризованы условия и проблемы освоения газогидратов, а также уточнены сведения о перспективных районах поисков газогидратов Черного моря.

Ключевые слова: газогидраты, Черное море, сипы, зона гидратообразования, повышенная газоотдача.

Проблема газогидратов метана – важнейший вопрос современной геологии Черного моря. В настоящее время уже изучена природа газогидратов, обнаруженных в 1809 г. как техногенные новообразования. Газовые гидраты – соединения включения, в которых молекулы газа заключены в кристаллические ячейки, состоящие из молекул воды, удерживаемых водородной связью. Для образования гидрата необходимыми условиями являются: наличие газа, воды, определенные давление и температура одновременно. Химические связи между молекулами отсутствуют. Молекулы воды объединены водородной связью, легко распадающейся при понижении давления или повышении температуры. Некоторые свойства гидратов уникальны. Например, один объем воды при переходе в гидратное состояние связывает 207 объемов метана. При этом ее удельный объем возрастает на 26 % (при замерзании воды ее удельный объем возрастает на 9 %). Кубический метр гидрата метана при Р = 26 атм и Т = 0 °С содержит 164 объема газа. Гидраты обладают высокими электросопротивлением и акустической проводимостью, что позволило создать эффективные средства их поисков и разведки. Они практически непроницаемы для воды и газа, что способствовало сохранности углеводородов в недрах Земли во времени.

Черное море – необычный бассейн. Он характеризуется повышенной газоотдачей морского дна. Это один из молодых «закрытых» водоемов, в котором накопилась практически застойная нециркулирующая толща воды, насыщенная сероводородом, с переменным солевым составом по глубине. Средняя глубина моря составляет 1300 м, максимальная – 2210 м. Замкнутость бассейна оказала определяющее влияние на насыщенность воды сероводородом, генерацию и динамику углеводородов. На больших глубинах вода насыщена сероводородом, где могут существовать лишь анаэробные бактерии, генерирующие сероводород. Вертикальная циркуляция воды практически отсутствует. Отсутствует и миграция растворенных газов, генерируемых в верхнем «живом» слое воды, в глубинный сероводородный слой. Термодинамические условия стабильного существования гидратов в толще воды и осадочных породах для метана существуют на глубине более 750 м. Для сероводорода – от нескольких десятков метров. Нижняя граница существования гидрата метана и сероводорода зависит от глубины воды и вели-

29

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

чины термоградиента в разрезе пород. На рис. 1 показана толща пород возможного залегания газогидратных скоплений метана южнее Крыма.

Рис. 1. Зона гидратообразования в Черном море (Украина)

Первые поисковые сейсмические работы в Черном море, выполненные «Южморгео» РАН (Номоконов, Спивак, 1988) выявили 5 газогидратных площадей (рис. 2). Наиболее перспективная площадь находится в 20 км южнее Ялты.

Рис. 2. Схема выявленных газогидратных залежей в Черном море

Важнейшей особенностью Черного моря является отсутствие накопления органики в донных осадках, что исключает генерацию углеводородов в толще придонных осадков. Кроме того, процессы окисления метана в анаэробной толще воды и в придонных осадках превышают процессы генерации метана. Придонные воды далеки от насыщения метаном, что исключает процесс гидратообразования.

Последующие исследования подтвердили нефтегазовый потенциал шельфа, уже частично освоенный. Установлено насыщение вод Черного моря метаном.

30