Тюменниигипрогаз
.pdfXVIII НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ |
2014 |
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СИБИРИ
XVIII научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов
(Тюмень, 19–23 мая 2014 года)
Сборник тезисов докладов
Тюмень
2014
УДК |
622.279(571.1) |
ББК |
33.36 |
|
П78 |
Редакционная коллегия: В. |
Н. Маслов (председатель), |
д. т. н.; С. А. Скрылев, к. г.-м. н.; М. Н. Гагарин; А. В. Красов- |
|
ский, к. т. н.; А. Н. Лапердин, д. г.-м. н., проф.; Д. В. Маринен- |
|
ков, к. т. н.; М. И. Меркушев, к. э. н.; А. Н. Нестеренко, к. т. н.; |
|
Р. А. Соколовский, к. г.-м. н.; В. Ф. Штоль, к. т. н. |
|
Проблемы развития газовой |
промышленности Сибири: |
П78 сборник тезисов докладов XVIII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; гл. ред. В. Н. Маслов. — Тюмень, 2014. — 316 с. — 400 экз.
ISBN 978-5-901434-26-0
Приведены результаты НИР, выполненных в научно-проектных организациях, производственных предприятиях и вузах, в области поиска и разведки залежей газа и нефти, разработки месторождений углеводородов, бурения и эксплуатации скважин, охраны окружающей среды, обустройства месторождений углеводородов Сибири. Отражены экономические проблемы развития газовой промышленности, а также современные тенденции развития и применения информационных технологий на предприятиях нефтегазовой отрасли.
Издание предназначено для специалистов газовой отрасли, студентов вузов, аспирантов.
УДК 622.279(571.1) ББК 33.36
ISBN 978-5-901434-26-0 |
© ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2014 |
Секция 1
Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов
Секция 1
Исследование коллекторских свойств продуктивных пластов юрских отложений месторождений Большого Уренгоя
Ашихмина Т. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)
Предметом исследования данной работы является обобщение
ианализ фильтрационно-емкостных свойств юрских отложений месторождений Большого Уренгоя, изученных на примере Песцового, Ен-Яхинского и Западно-Песцового месторождений. Одним из крупнейших месторождений Большого Уренгоя, приуроченных к юрским отложениям, является Песцовое.
Юрские отложения данных месторождений характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что связано с уплотнением осадков в процессе диагенеза и катагенеза [1].
Вданной работе было выполнено комплексное исследование фи-
зико-литологических свойств отложений пластов Ю2 (охарактеризован керном порядка 90–100 % общей толщины пласта); Ю3 (керном охарактеризована прикровельная часть пласта – более 20 %) и Ю4 (охарактеризован керном более 97 %).
Исследования проводились как в атмосферных условиях (более 1000 образцов керна), так и в условиях, моделирующих пластовые (на коллекциях, охватывающих весь диапазон свойств керна,
–более 500 образцов). Были изучены: пористость, проницаемость, капиллярные характеристики керна, построены петрофизические зависимости, рассчитана эффективная пористость, определены классы коллекторов, а также граничные значения пористости и проницаемости.
Изученные юрские отложения на месторождениях характеризуются весьма широким спектром состава и фильтрационно-ем- костными свойствами.
Литологически отложения пласта Ю4 представлены, в основном, неравномерным переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов. Слоистость неравномерная полого-линзовидно-вол- нистая, подчеркнутая намывами слюдисто-глинистого материала и слойками темно-серого аргиллита. Газопроницаемость по данному пласту достигает 1,71·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,103 до 0,171 д. ед.
Пласт Ю3 сложен преимущественно песчаниками со слойками
ипрослоями аргиллита, угля и алевролита, до их неравномерного переслаивания, сильносмещенной слоистостью, подчеркнутой
4
Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов
тонкими слойками (0,1–0,3 см) глинистого и глинисто-углистого состава. По классификации песчано-алевритовых пород коллекторов А. А. Ханина и М. И. Колосковой [2, с. 106] коллектор относится к V-классу и характеризуется низкими фильтрационными свойствами (газопроницаемость достигает 0,14·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,090 до 0,120 д. ед.).
Пласт Ю2 охарактеризован преимущественно песчаниками мелкозернистыми с небольшой долей алевролитов и аргиллитов, довольно однородный, слоистость пологоволнистая сложная, за счет тонких слойков. Данный пласт характеризуется относительно улучшенными коллекторскими свойствами, газопроницаемость достигает 4·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,120 до 0,220 д. ед.
Результаты исследований керна позволяют получить непосредственную и самую достоверную информацию о составе и свойствах горных пород, слагающих геологический разрез. Поэтому керновые исследования являются обязательными для достоверной интерпретации геофизических данных, при выполнении подсчета запасов, проектировании разработки месторождений полезных ископаемых и гидроразрыва пласта.
Для дальнейшего исследования данных отложений желательно изучить характер насыщения пород на изолированном керне. Исследования должны быть выполнены непосредственно на скважине с обязательным замером электрических свойств.
Список литературы:
1.Устинова В. Н., Стариков Н. Н. Сейсмофациальные модели продуктивных отложений юры Песцового месторождения // Известия Томского политехнического университета. 2013. Вып. 1. Т. 323. С. 137–141.
2.Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М: Недра, 1969. 368 с.
5
Секция 1
Новый подход к оценке подсчетных параметров, связанных с составом и свойствами пластового газа и конденсата танопчинской свиты Тамбейской группы месторождений
Биктимирова О. М., Залетова Н. М. (ООО «Газпром геологоразведка»)
При подсчете запасов газа и конденсата важную роль играют подсчетные параметры, которые определяются по результатам фактических промысловых и лабораторных исследований пластовых флюидов. На сегодняшний день для большинства месторождений, разведка которых проводилась в конце 1980-х – начале 1990-х годов, отсутствуют качественные исследования пластовых флюидов. С такой проблемой мы столкнулись при выполнении работ по оперативному подсчету запасов газа и конденсата на месторождениях Тамбейской группы, в которую входят Тасийское, Северо-Тамбейское и Западно-Тамбейское месторождения.
Изученность данных месторождений пробами и исследованиями пластовых флюидов очень низкая. Так на Северо-Тамбейском месторождении всего шесть пластов охарактеризованы кондиционными лабораторными газоконденсатными исследованиями (ГКИ) проб пластовых флюидов, соответствующих требованиям инструкции [1]. На Западно-Тамбейском и Тасийском месторождениях пробы флюидов для проведения таких исследований вообще не отбирались.
Для месторождений, где, по тем или иным причинам, не получено достоверной информации, в [1], [2] рекомендуется использовать графоаналитический метод определения газоконденсатных характеристик залежей, основанный на данных о групповом углеводородном составе конденсата газового стабильного. Однако опыт показывает, что без адаптации этого метода к условиям месторождений Тамбейской группы оценка полученных подсчетных параметров не согласуется с результатами кондиционных ГКИ. Проведение же адаптации в настоящее время невозможно из-за отсутствия достаточного количества лабораторных исследований конденсата на рассматриваемых месторождениях.
В связи с этим при оценке потенциального содержания и коэффициента извлечения конденсата необходим другой подход, основанный на закономерном изменении свойств пластового газа по разрезу месторождений.
6
Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов
Для решения этой задачи проанализированы исследования проб пластовых флюидов на месторождениях Тамбейской группы, а также данные Бованенковского месторождения. Кроме того, для обоснования коэффициента извлечения конденсата дополнительно учитывались данные по Уренгойской группе месторождений. На основании кондиционных исследований построены связи: потенциального содержания конденсата и глубины залегания залежи; относительной плотности пластового газа по воздуху и потенциального содержания конденсата; молярной доли «сухого» газа и относительной плотности пластового газа по воздуху; коэффициента извлечения конденсата и потенциального содержания конденсата.
Полученные взаимосвязи соответствуют закономерному изменению свойств пластового газа по разрезу и хорошо согласуются с результатами промысловых и лабораторных газоконденсатных исследований.
Применение методики по прогнозированию подсчетных параметров, связанных с составом и свойствами газа и конденсата на Тасийском, Северо-Тамбейском и Западно-Тамбейском месторождениях, позволило повысить достоверность оценки запасов «сухого» газа и конденсата. Методика позволит обосновать потенциальное содержание и коэффициент извлечения конденсата на месторождениях с широким стратиграфическим интервалом газоносности, на которых не все пласты охарактеризованы кондиционными ГКИ.
Список литературы:
1.Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. М.: Газпром Экспо, 2011. Т. 1.
2.Гриценко А. И., Островская Т. Д., Юшкин В. В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983. 264 с.
7
Секция 1
Комплексирование методов исследования керна
Борисов А. Г. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)
Отбор и исследование керна является одним из наиболее дорогих геологоразведочных процессов, дающим наиболее ценную информацию о свойствах горных пород. Бурное развитие литологии и петрофизики в последние годы привело к появлению множества методов исследований керна, которые позволяют более глубоко и достоверно изучить свойства продуктивных объектов, что в конечном итоге позволяет повысить их продуктивность. Однако последнее возможно лишь при условии правильного сочетания методов исследования.
К сожалению, зачастую комплексы исследования керна составляются без учета его литолого-физических особенностей, что делает бесполезной существенную часть специальных и литологических исследований. Нередко приходится наблюдать ситуацию, когда неправильный выбор методов и образцов для исследований приводит к получению недостоверных результатов, вводящих геологов в заблуждение.
С целью решения данной проблемы автором были разработаны комплексы исследований для продуктивных пластов Западной и Восточной Сибири. Созданы рекомендации по выбору оптимальных методов исследований керна. Произведена классификация методов по цели исследований. В качестве примера приведен один из комплексов, разработанных для разведочных скважин (таблица).
Отдельное внимание в работе уделено анализу полученных результатов. Показана необходимость оперативного и комплексного анализа петрофизических исследований, а также необходимости корректировки комплекса по ходу работ.
8
Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов
Типовой комплекс исследований для разведочных скважин
№ п/п |
Вид анализов |
измеренияЕд. |
|
||
1 |
Первичные и подготовительные работы |
|
1.1. |
Детальное макроскопическое литологическое описание |
м |
|
керна, цифровое фотографирование керна в дневном и |
|
|
ультрафиолетовом свете, гамма-спектрометрия |
|
1.2. |
Отбор цилиндрических образцов полноразмерного |
обр. |
|
керна |
|
|
|
|
1.3. |
Отбор образцов (параллельно напластованию) – |
обр. |
|
стандартные цилиндры диаметром 30 мм и высотой |
|
|
30–40 мм |
|
1.4. |
Отбор образцов (перпендикулярно напластованию) – |
обр. |
|
стандартные цилиндры диаметром 30 мм и высотой |
|
|
30–40 мм |
|
2Исследования в стандартных условиях стандартные образцы
2.1.Пористость:
2.1.1 |
– общая (абсолютная) с определением минералогиче- |
обр. |
|
ской плотности (с размалыванием образца) |
|
|
|
|
2.1.2 |
– открытая керосинонасыщением с расчетом |
|
|
объемной и минералогической плотности, открытая |
|
|
водонасыщением с замером удельного электрического |
обр. |
|
сопротивления (УЭС), с расчетом объемной плотности, |
|
|
|
|
|
минералогической плотности и Рп |
|
2.1.4 |
– открытая газоволюметрическим методом с расчетом |
|
|
объемной и минералогической плотности |
обр. |
|
|
Кол-во на 1 м керна
потенциальных |
не- |
|
интервалеВ |
||
интервалеВ |
коллекторов |
коллекторов |
|
1 |
1 |
51
1–
6 1
6 1
2.2. Исследования капиллярных свойств: капилляриметрией (метод полупроницаемой мембраны) с выходом обр. на остаточную водонасыщенность с замером УЭС, эффективной газопроницаемости и расчетом Рн
2.3.Проницаемость:
2.3.1. |
– газопроницаемость по воздуху при перепаде 0,05 |
обр. |
|
МПа параллельно и перпендикулярно напластованию |
|
|
|
2.4.Определение карбонатности (кальцит, доломит, сидерит)
обр.
Полноразмерные образцы
2.5.Открытая водонасыщением с замером УЭС, с расчетом объемной плотности, минералогической плотности и Рп, газопроницаемость по воздуху в шести направлениях параллельно напластованию и в одном направлении перпендикулярно напластованию
3Исследования в пластовых условиях, стандартные образцы
3.1. |
Открытая пористость, газопроницаемость по воздуху, |
обр. |
|
УЭС, интервальное время распространения продольных |
|
|
и поперечных волн |
|
4Специальные исследования
4.1. |
Изучение влияния эффективного давления на пори- |
обр. |
|
стость и проницаемость |
|
4.2. |
Определение степени смачиваемости пород (оценка |
обр. |
|
гидрофобности, гидрофильности) |
|
4.3. |
Фазовая проницаемость при двухфазной фильтрации |
экспе- |
|
|
римент |
4.4. |
Определение коэффициента остаточной нефтена- |
обр. |
|
сыщенности методом вытеснения (коэффициент |
|
|
вытеснения) |
|
4.5. |
Определение механических и упруго-деформационных |
обр. |
|
свойств горных пород статическим методом |
|
5 |
1 |
реакциюв |
реакциюв |
HCl |
HCl |
образцах,всех %раствором |
образцах,всех раствором% |
На вступающих с 5 |
На вступающих с 5 |
Кол-во на |
|
|
потенциально |
|
|
продуктивный |
|
|
пласт (объект) |
Примечание |
|
Терригенный |
Трещиноватый, |
|
|
кавернозный |
|
–20
–20
Слабосцементированные и набухающие породы
Необходимо 15 15 выбрать один
из двух способов
Только на образцах, вступающих в реакцию с 5% раствором HCl
–20
15 20
10 20
55
33 на каждую пару флюидов
33
22
9