CC BY
5
УДК 550.88
Научное обоснование параметрической и флюидальной модели, созданной по данным исследования керна, отобранного из отложений гдовского горизонта Невского подземного газохранилища
М.Ю. Еланский1, А.М. Тарасова1, А.Н. Лобанова2*
1 ООО «Газпром недра», Российская Федерация, 117418, г. Москва, ул. Новочеремушкинская, д. 65
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
* E-mail: a_lobanova@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Представлен способ формирования общих многомерных петрофизических и геофизических стохастических связей, разработанных с целью получения достоверных данных для определения количественных критериев фильтрационных и емкостных свойств изучаемых отложений.
Показан подход к созданию флюидальной модели с нахождением граничных значений коэффициента водонасыщенности для определения характера и степени текущего насыщения газом водоносных пластов с последующим уточнением граничных значений на уровне «коллектор - неколлектор» и возможности выявления миграционного газа в вышележащих коллекторах.
В процессе периодической закачки газа в водоносные горизонты с последующим его отбором для покрытия пиковых расходов газа возникает необходимость в переоценке ресурсоемкости хранилища по его фильтрационным и емкостным свойствам (ФЕС). Основным критерием переоценки является пересмотр существующих методик интерпретации данных «ГИС1 - бурение» с уточнением связей «керн - ГИС» и формированием новой интерпретационной модели ФЕС. Такая переоценка была выполнена и на Невском подземном хранилище газа (ПХГ).
Невское ПХГ расположено в Крестецком районе Новгородской области и является самым крупным хранилищем газа на северо-западе России. Данное хранилище создано в водоносных структурах песчаников гдовского горизонта вендской системы верхнего протерозоя. Опытно-промышленная закачка началась в июле 1975 г.
На первом этапе переоценки ресурсоемкости ПХГ проведен анализ способов определения коэффициента пористости (Кп), поскольку для отложений гдовского горизонта методики как таковой не существовало и оценка емкостных свойств по данным электрического каротажа ограничивалась лишь определением пористости. Физической основой применения метода сопротивлений для определения К терри-генных водонасыщенных коллекторов являлась зависимость относительного сопротивления, или параметра пористости (Рп), породы, насыщенной электропроводящим флюидом, от К и структуры порового пространства. Относительное сопротивление пород вычисляли, измеряя удельное электрическое сопротивление водонасыщенной части пласта (рвп) с учетом сопротивления вмещающей его воды (рв). Далее для водо-насыщенных средне-сцементированных песчаников гдовских отложений рассчитывалась пористость по стандартной зависимости:
Рвп _ J_
к!
p = — (1)
п тг2 v >
По керновому материалу из скважин Невского ПХГ, пробуренных в 2016 г. (№№ 91 и 93), получена фактическая зависимость (рис. 1):
ГИС - геофизические исследования скважин.
Ключевые слова:
подземное хранилище газа, скважина, керн,
петрофизика,
геофизика,
фильтрационные
и емкостные
свойства,
методика
интерпретации,
капилляримет-
рические
измерения.
Р = 1,98К"
(2)
Сравнение уравнений (1) и (2) показывает (рис. 2), что в зоне высокопористых коллекторов по уравнению (1) идет занижение пористости (при Кп = 0,3 занижение на 0,019 д.ед.), а в зоне с Кп < 0,225 д.ед. - ее завышение, что вносит погрешности в результаты определения емкостных свойств коллекторов.
Одномерная связь пористости по данным керновых определений с относительным параметром потенциала собственной поляризации (аПС) по данным ГИС на начальном этапе изученности имела неоднозначный характер распределения, поэтому было принято решение об использовании обратной задачи с учетом многомерности связей с другими показателями ФЕС (рис. 3).
Второй этап переоценки ресурсоемкости ПХГ характеризовался определением глинистости и остаточной водонасыщенности (Кво). Анализ по Невскому ПХГ для достоверного определения фильтрационных (абсолютная проницаемость) и емкостных (пористость, глинистость, остаточная водонасыщенность) свойств изучаемых пород проводился впервые. Такой анализ является крайне важным при использовании многомерных петрофизических и геофизических связей. Основополагающим критерием оценки данных свойств является
определение относительной глинистости (пгл) через отношение пористости и остаточной водонасыщенности [1-4]:
К — =
К п
Пгл =
к
к + к
п гл
Кгл = (1 - КП)С1Л
(3)
(4)
(5)
где А и п - постоянные; Кгл - объемная глинистость; Сгл - весовая глинистость.
В результате выполненных сопоставлений наиболее тесные связи были определены с использованием Кво и параметра аПС по данным ГИС, зафиксированного в интервале отбора керна (рис. 4 и 5). Получены следующие уравнения:
Кво = 1,25Пгл - 0,015, Пш = 0,809 - 0,789аПС.
(6) (7)
Взаимосвязь остаточной водонасыщенно-сти с эффективной пористостью Кпэф (рис. 6) описывается уравнением
К, = 0,3е-2,87К,°
(8)
10
10-
0,3
(и
1 0,2 а
0,1
Рис. 1. Взаимосвязь параметра пористости с коэффициентом пористости:
Я - коэффициент корреляции
— расчет — факт
100
Кп (керн), д.ед.
0 0,1 0,2 0,3
Кп (уравнение (1)), д.ед.
Рис. 2. Сопоставление значений пористости, полученных по уравнениям (1) и (2)
0
0,35
(и
II 0,30
КП = 0,1287а4пс - 0,0663а3пс + + 0,0891а2пс + 0,0244апс + 0,1181
« 1,0
(и
«
Л 0,8 0,6
0,05
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Одс (ТИС), д.ед.
Рис. 3. Распределение относительного параметра ПС с пористостью
0,4
0,2
К = 1,25л - 0,015 во ' 'гл ' Я2 = 0,943
У
о
Л О л /о
о
ОТ о
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
(керн), д.ед.
Рис. 4. Взаимосвязь относительной глинистости и коэффициента остаточной водонасыщенности
« 1,0
и «
0,8
0,6
0,4
0,2
л = -0,789а + 0,809 ■гл ' ПС ' Я2 = 0,902
Л
>
О
о < Е>
<Л
1
« 0,3
и «
1?
л
&
^ 0,2
0,1
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
апс (ГИС), д.ед.
Рис. 5. Взаимосвязь относительного параметра ПС и относительной глинистости
К А = 0,Зехр(-2,87К ) п.эф ' ' во7 Я2 = 0,928
;
< к <>
<>< Г* <
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Кво (керн), д.ед.
Рис. 6. Взаимосвязь остаточной водонасыщенности и эффективной пористости
Связь эффективной и открытой пористости (рис. 7) представлена уравнением
К = 0,644КПЭф + 0,107.
(9)
Окончательно взаимосвязь (рис. 8) трех параметров - членов уравнения (3) - будет иметь вид
К„ К
^ = 0,086^
(10)
Как показывает практика изыскательских и аналитических работ [1-4], использование связи абсолютной проницаемости (К^) в комплексе с пористостью, глинистостью и остаточной водонасыщенностью является хорошей предпосылкой в достоверной оценке фильтрационных свойств изучаемых отложений. На рис. 9 и 10 показана связь открытой и эффективной пористости (Кпэф = (1 - Кво)Кп) с абсолютной проницаемостью:
0
0
0
« 0,35
<и
«
0,30
л
¡и1
0,25
0,20 0,15 0,10 0,05 0
К = 0,664К . + 0,107 п 5 п.эф 5 Я2 = 0,907
о
«10 (и
о
1С8
0 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30
К„.эф (кеРн)= д-ед-
Рис. 7. Взаимосвязь эффективной и открытой пористости
К/К = 0,086л-1'423 п во 5 'гл Я2 = 0,900
<•
о < Г
>
— — -2« —о-
0,2
0,4
0,6 0,8 ■Пш (керн), д.ед.
Рис. 8. Зависимость соотношения пористости и остаточной водонасыщенности от относительной глинистости
6
4
2
0
0
Рис. 9. Взаимосвязь открытой пористости Рис. 10. Взаимосвязь эффективной
и абсолютной проницаемости пористости и абсолютной проницаемости
Видно, что одномерная связь пористости с проницаемостью (см. рис. 9) менее тесная и неоднозначна с точки зрения выявления граничных значений коллекторов. Двухмерная связь с эффективной составляющей пористости, характеризуемая линией регрессии (см. рис. 10), более тесная и имеет однозначный характер распределения как в зоне коллекторов, так и в области неколлекторов.
С целью более наглядного представления связей фильтрационных (Кпр) и емкостных
(К, Пт, Кво) свойств изучаемых отложений с использованием уравнения (10) сформирован кроссплот (рис. 11) с керновыми данными о пористости, остаточной водонасыщенности и относительной глинистости. Группирование точек керновых определений осуществлялось по значениям Кпр.
Третий этап переоценки ресурсоемкости ПХГ предусматривал градацию пластов-коллекторов с определением граничных значений. За основу были взяты критерии разделения
коллекторов не по емкостным, а по фильтрационным свойствам, принятые согласно классификации А.А. Ханина [5].
Согласно уравнению (8) (см. рис. 6) Кп.эф > 0,017 д.ед. - это граничное значение эффективной (динамической) пористости, при котором вероятнее всего начнется процесс движения флюидов. При данном значении Кпэф граничные значения К (см. уравнение (9) и рис. 7), Пш (см. уравнение (10) и рис. 8, 10) и К^ (см. уравнение (11) и рис. 9) составят 0,118 д.ед., 0,801 д.ед., 0,567 мД соответственно. Это правомерно для первоначально газоносной среды. Если предположить, что движение вытесняемой жидкости в поровом пространстве продолжится до Кво < 70...80 %
(в среднем = 75 %) и подвижная вода не будет вытеснена (Квп = 25 %), тогда показатели ФЕС при Кво = 0,75 д.ед. будут иметь следующие граничные значения: К^ф = 0,035 д.ед., Кп = 0,129 д.ед., пи = 0,613 д.ед. и К^ = 8,1 мД.
Учитывая, что граничные значения по емкостным и фильтрационным свойствам находятся в зоне неоднозначности, предлагается использовать границу коллектор-неколлектор как возможный, по оценочной классификации Ханина, коллектор.
Граничным значением, как правило, принимается К^ = 1 мД для воды (нефти) и Кщ, = 0,1 мД для газа. Класс пород, входящих в интервал Кпр = 0,1...1 мД, для газовых (нефтяных) залежей обычно не имеет
Неколлекгор Коллектор
Пгл (керн), д.ед. 1,00 0,90 0,80 0,70 0,65 0,61 0,55 0,50 0,45
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,25 0,30
Кп (керн), д.ед.
К ,мД: П<1 0 1...10 ОЮ...ЮО 0 100...500 С500...1000 01000...5000 D> 5000
Рис. 11. Кроссплот пгл = /(Кво, Кп) для отложений Невского ПХГ
промышленного значения, но его, как показывает практика, надо учитывать. Для первоначально водоносной среды интервал неоднозначности сместится и будет соответствовать классу пород с Кпр = 1.. .10 мД.
Четвертый этап работы заключался в приведении емкостных параметров к пластовым условиям среды. После определения открытой пористости в пластовых условиях и сопоставления ее с пористостью в атмосферных условиях получена зависимость, показанная на рис. 12. Для образца с максимальной пористостью (Кп = 0,276 д.ед.) уменьшение порового пространства составило 0,016 д.ед., в образце с минимальной пористостью (К = 0,112 д.ед.) -0,007 д.ед. Таким образом, с уменьшением по-рового пространства степень сжатия открытых пор уменьшается, что является закономерностью уплотняющего фактора с учетом глубины залегания пород.
Взаимосвязь параметров аПС и пш (рис. 13, см. уравнения (4) и (5)) в пластовых условиях будет иметь вид:
Пл = 0,823 - 0,796апс. (12)
Решением обратной задачи получен следующий алгоритм последовательной интерпретации данных «ГИС - бурение»:
• расчет пористости (см. рис. 3) производится через параметр аПС с приведением пористости к пластовым условиям среды:
К"™ = 0,129а4ПС - 0,066а3ПС + + 0,089а2ПС + 0,024аПС + 0,118, (13)
К"1 = 0,94КЛ™; (14)
• далее по уравнению (12) через аПС находится пгл в пластовых условиях;
• расчет Кво через взаимосвязь трех параметров производится по уравнению (10);
• далее находится эффективная пористость с использованием уравнения
Кп,ф = (1 - КЛ; (15)
• затем рассчитываются фильтрационные свойства среды через К^ф с использованием уравнения (11).
Для наглядной визуализации методики интерпретации и сопоставления интерпретированных данных с керновыми определениями результаты обработки представлены в виде планшетов (рис. 14 и 15).
В процессе закачки газа в водоносные структуры ПХГ происходит процесс вытеснения газом подвижной воды. Не вытесненная газом физически связанная вода называется остаточной (см. Кво). Кроме того, наличие невытесненной доли подвижной воды (Квп) за счет структуры и степени сужения капиллярных каналов в коллекторах с низкой и пониженной проницаемостью также может быть определено.
« 0,3
(и
«
0,2
0,1
КППЛ = 0,94К™ Я" = 0,990 " //
/
/
0,1
0,2
К»'
0,3 , Д-ед.
Рис. 12. Сопоставление пористости в атмосферных (К™) и пластовых (К™) условиях
0,9
0,8
с >
и 0,7
-
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Пгл = -0,796опс + 0,823 Я2 = 0,900
о < о у
О
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
апс (ГИС), д.ед.
Рис. 13. Взаимосвязь относительного
параметра ПС и относительной глинистости в пластовых условиях
0
0
Абсолютная проницаемость «ГИС - керн»
Насыщение
Пористость сГИС - керн»
Остаточное водонасыщение «ГИС - керн»
Эффективная пористость «ГИС - керн»
Относительная глинистость «ГИС - керн»
гт - теоретическая кривая при полном водонасыщении, полученная по К™; г - фактическая кривая, полученная по ИК
03 АПС 3
1:1000
Рис. 14. Характер насыщения и сопоставление данных «ГИС - керн» по скв. 91:
БК - боковой каротаж; ИК - индукционный каротаж; РИК - кривая индукционного каротажа; АПС - относительный параметр потенциала собственной поляризации; К*15, К(". К," - см. таблицу ниже
ю с
о;
-е-
о.
I—
О
БИК-ИК, аП|
БК
1 РИК
' АПС
гвп - теоретическая кривая при полном водонасыщении, полученная по Кппл; г - фактическая кривая, полученная по ИК Г
— РИК
Насыщение |/пл 1\во
1,0 0,5 Кг 0
0 (¡,5 к:1'0
1,0 (¡,5 с0
1,0 0,5 к:0
Пористость «ГИС - керн»
Катм
—с
К керн п
Остаточное водонасыщение «ГИС - керн»
Катм во
1/ПЛ
1\во
К керн во
Эффективная пористость «ГИС - керн»
Катм п.эф
1/ПЛ
1\п.эф
К керн п.эф
Относительная глинистость «ГИС - керн»
атм
-Г|гл
» пл
-Пгл
Абсолютная проницаемость «ГИС - керн»
- Кпр
ипл
1\пр
К керн пр
1:1000
100 1000 10000
Рис. 15. Характер насыщения и сопоставление данных «ГИС - керн» по скв. 93
Оценка степени газо- и водонасыщения с отбивкой текущего газоводяного контакта (ГВК) возможно при определении текущих коэффициентов водо- (Кв) и газонасыщенности (Кг) по данным методов сопротивлений, основанных на использовании зависимостей между Рп и параметром насыщения (Рн), которые описываются эмпирическими соотношениями:
Р = ££1 = А
п о. К"'
Р = А. = . В
КГ
(16)
(17)
где рп - удельное электрическое сопротивление изучаемого пласта; А, В, п, т - константы, устанавливаемые экспериментально для данного типа коллектора.
По результатам капилляриметрических измерений образцов керна (из скв. 91 и 93, пробуренных в 2016 г.) получены зависимости Рп от Кп (см. рис. 1) и параметра Рн от Кв (рис. 16) в термобарических условиях среды:
Рп = 1,98КП154 и Рн = К16
(18)
После преобразования уравнений (18) для расчета коэффициента газонасыщенности (Кг) при условии, что Кг = 1 - Кв, обобщенное уравнение будет иметь следующий вид:
К, = 1 -
/ \ 0,62 Г 1,98р. ^
РпКп /
(19)
103
н
о
а
102
101
100
Р = Н я2 = Кв-162 0,994
10-
10-
Рис. 16. Взаимосвязь параметра насыщения и коэффициента водонасыщенности
Для пластовой воды гдовского горизонта в термобарических условиях среды рв = 0,032 Ом-м. Таким образом, для определения Кг необходимо знать Кп и методом сопротивлений измерить рп изучаемого газо- или во-донасыщенного (рп = рвп) пласта.
Для нахождения граничных значений Кво с целью определения характера насыщения выполнен расчет значений относительной проницаемости породы по газу (нефти) (далее по газу - Кпр.г) и воде (Кпр.в). Относительные проницаемости для смачивающей и несма-чивающей стенок пор фаз рассчитывались по формулам Бурдайна:
(
Кпр.в -
К -К
В_В;
1- К
№ 3 р
г
•I р
и К =
1 —
кв-кво 1-К -к
№ 3 р
г ^ •I р
(20)
100
Кв (керн), д.ед.
где Рк - капиллярное давление (давление вытеснения); К, - остаточное газонасыщение, которое в условиях первоначально водоносной среды равно 0.
Результаты расчета в виде выборки для двух образцов керна (по максимальному и минимальному значениям Кво) представлены в таблице.
На примере двух из 35 исследуемых образцов (рис. 17) видно, что Кпр.г = 1, а Кпр.в = 0 при Кв, равном минимальному значению Кво. Увеличение Кв до значения К* хотя и влечет за собой снижение Кпр.г, однако не изменяет Кпрв. При дальнейшем увеличении К проницаемость породы по воде Кпр.в становится отличной от нуля, и в точке К15 относительные проницаемости для воды и газа становятся рав-
Н^и те. Кпр.в = Кпр.г.
С увеличением Кв в дальнейшем Кпрг = 0 и Кпр.в = 1 в точке К**. При этом Кв = К* соответствует границе безводного (однофазного) потока газа и двухфазного потока газ + вода.
Интервал двухфазного потока (газ + вода) имеет границу водонасыщенности К* и К**, а при Кв > К** возможен только приток воды. В точке К^р относительные проницаемости по воде и газу равны, что обеспечивает примерно равные притоки воды и газа.
Фрагмент результатов расчета по результатам капилляриметрических измерений образцов керна
Скв. Образец Расчетный Кв, д.ед. Рк, атм Пн, усл.ед. Относительная проницаемость породы (расчетная)
параметр К пр.в К -^пр.г
К„ 0,132 1 0,00 1 1,000 0,000
Кпр 33,6 0,969 0,02 1,05 0,778 0,001
Кво 0,613 0,890 0,1 1,24 0,367 0,023
93 71-17 К* 0,683 0,789 0,38 1,57 0,094 0,162
Ккр 0,813 0,703 0,86 1,79 0,013 0,452
К** 0,942 0,654 2,4 1,95 0,001 0,715
0,613 12 2,43 0,000 1,000
К. 0,249 1 0,00 1 1,000 0,000
Кпр 7164,1 0,287 0,02 7,27 0,019 0,392
Кво 0,026 0,152 0,1 21,34 0,002 0,660
93 25-17 К* 0,173 0,114 0,38 34,99 0,001 0,753
Ккр 0,513 0,081 0,86 57,39 0,000 0,840
К** 0,854 0,048 2,4 172,58 0,000 0,934
0,026 12 328,85 0,000 1,000
1 1
| 1
■ □ связанная вода □ газ □ газ с водой ■ □ вода с газом □ вода
0,2
0,4
Рис. 17. Нахождение граничных значений показателей насыщения по пересечению кривых относительной проницаемости для газа и воды: а - образец керна 71-17; б - образец керна 25-17
а
б
0
0
По условиям фильтрации флюидов пласты, у которых Кво < К, < К*, представляют собой чисто продуктивную часть разреза. Пласты с К* < К5 < К** относятся к газоводяной зоне. Такой подход приводит к устанавливанию двух газоводяных контактов ГВК-1 и ГВК-2, что правомерно для первоначально газоносной среды.
Для изначально водоносной среды граничные значения показателей ФЕС, как было
отмечено выше, сместятся. Уточнение данного интервала можно провести при изучении купольной части ПХГ по предельной насыщенности газом коллекторов с использованием граничных значений характера насыщения, которые были получены по итогам выполненного анализа (рис. 18).
К примеру, для установления газоводяного контакта (ГВК-1) при наличии данных коэффициента газонасыщения - Кг = 1 - Кв
Рис. 18. Нахождение граничных и критических значений показателей насыщения по остаточному водонасыщению
и остаточной водонасыщенности (Кво) уравнение (см. рис. 14) будет иметь вид:
К* = 0,87-К^ + 0,15. (21)
Если Кво < Кв < К*, то область исследования представляет собой чисто продуктивную часть разреза; если Кв незначительно больше К*, то данный интервал находится в зоне газоводяного контакта.
Наличие подвижной воды в количественном соотношении определяется исходя из уравнения
Квп = К - Кво. (22)
Для более наглядного представления связи емкостных и электрических свойств насыщенных электропроводящим флюидом пластов-коллекторов на рис. 19 представлена палетка,
Кп (керн), д.ед.
Рис. 19. Палетка для оценки характера насыщения газом водоносных пластов
сформированная для оценки характера насыщения по граничным значениям Кв. Точки сгруппированы по значениям К (керн) и показателям, снятым с кривой удельного электрического сопротивления (ГИС), полученной по данным ИК скв. 91 (см. рис. 14).
Возвращаясь к результатам интерпретации (см. рис. 14, 15) и анализируя колонку насыщения, можно видеть, что пласт gd-2 может обеспечить равные притоки воды и газа, кроме того в пласте gd-1 (см. рис. 15) на глубине 1048 м прослеживается переходная зона ГВК-2, после которой возможен только приток воды. А в интервалах 920.960 м с проницаемостью породы более чем 10 мД фиксируется наличие миграционного газа в коллекторах.
В заключение необходимо отметить, что работы выполнены в модуле «Планшет» программного комплекса «Геомоделирование» [6].
Выводы
1. Полнота данных ГИС и керново-го материала по Невскому ПХГ позволила
Список литературы
1. Богданов О.А. Взаимосвязь фильтрационных и емкостных свойств отложений неокома (на примере Ямбургского и Заполярного месторождений) / О.А. Богданов,
М.Ю. Еланский, С.Б. Лещева // Каротажник. -2011. - Вып. 11 (209). - С. 65-76.
2. Еланский М.Ю. Формирование интерпретационной модели сложнопостроенных ачимовских отложений Западной Сибири / М.Ю. Еланский,
С.Б. Лещева // Каротажник. - 2012. -Вып. 11 (221). - С. 44-54.
3. Еланский М.Ю. Петрофизическая основа определения абсолютной проницаемости неокомских отложений Ямбургского
и Заполярного месторождений углеводородов по данным геофизики / М.Ю. Еланский, О.А. Богданов // Каротажник. - 2013. -Вып. 1 (223). - С. 13-23.
найти уверенные взаимосвязи параметров ФЕС на уровнях «керн - керн» и «ГИС - керн». Следствием этого стало формирование полной интерпретационной модели для нахождения достоверных значений параметров ФЕС.
2. Основной объем исследований керна в двух скважинах выполнен в атмосферных условиях с последующим приведением емкостных свойств к условиям естественной среды; это обеспечило формирование связей «ГИС -керн» в пластовых условиях.
3. Обеспечение в полной мере капилля-риметрическими измерениями способствовало уверенному нахождению граничных значений коэффициента водонасыщенности с целью определения характера и степени насыщения газом водоносных пластов.
4. Использование граничных значений величин по характеру и степени насыщения позволит уточнить граничные значения ФЕС на уровне «коллектор - неколлектор» и выявить наличие миграционного газа в вышележащих коллекторах.
4. Еланский М.Ю. Научное обоснование взаимосвязи фильтрационных и емкостных свойств отложений палеогена и верхнемиоцена (на примере Нижне-Квакчикского и Кшукского месторождений) / М.Ю. Еланский,
С.А. Иванов // Каротажник. - 2018. -Вып. 5 (287). - С. 32-48.
5. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов / А.А. Ханин. - М.: Недра, 1976.
6. Трусов А.И. Опыт использования программного комплекса «Геомоделирование» для месторождений на различной стадии
их разработки и изученности / А.И. Трусов, С.Я. Аксенов, М.Ю. Еланский и др. // Каротажник. - 2017. - Вып. 11 (281). -С. 53-62.
Scientific rationale of a parametric-fluidal model designed after testing core taken from Gdov horizon of Nevskoye underground gas storage
M.Yu. Yelanskiy1, A.M. Tarasova1, A.N. Lobanova2*
1 Gazprom Nedra LLC, Bld. 65, Novocheremushkinskaya street, Moscow, 117418, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
* E-mail: a_lobanova@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Authors present a way to form the general multidimensional petrophysical and geophysical stochastic correlations aimed at acquiring the valid data to determine the quantitative criteria for filtration and capacity (porosity) properties of the studied deposits.
They demonstrate procedure of creating a fluidal model with determination of the boundary values for the water saturation factor. It is necessary for determining the character and the extent of gas saturation of the water-bearing layers with further elaboration of the limiting values in respect to the reservoir-non-reservoir level and possibility to diagnose a migrating gas in the upper reservoirs.
Keywords: underground gas storage, well, core, petrophysics, geophysics, filtration and porosity properties, interpretation procedure, capillary measurements.
References
1. BOGDANOV, O.A., M.Yu. YELANSKIY, S.B. LESHCHEVA. Interrelationships between filtration and capacity properties of Neokomian sediments (on examples of Yamburgskoe and Zapolyarnoe fields) [Vzaimosvyaz filtratsionnykh i yemkostnykh svoystv otlozheniy neokoma (na primere Yamburgskogo i Zapolyarnogo mestorozhdeniy)]. Karotazhnik, 2011, is. 11, pp. 65-76, ISSN 1810-5599. (Russ.).
2. YELANSKIY, M.Yu., S.B. LESHCHEVA. An interpretation simulation for complex-structured Achimovsky deposits in West Siberia [Formirovaniye interpretatsionnoy modeli slozhnopostroyennykh achimovskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri]. Karotazhnik, 2012, is. 11, pp. 44-54, ISSN 1810-5599. (Russ.).
3. YELANSKIY, M.Yu., O.A. BOGDANOV. Petrophysical basis for evaluation of the absolute permeability of the Neokomian sediments in Yamburgskoe and Zapolyarnoe hydrocarbon fields (from geophysical data) [Petrofizicheskaya osnova opredeleniya absolyutnoy pronitsayemosti neokomskikh otlozheniy Yamburgskogo i Zapolyarnogo mestorozhdeniy uglevodorodov po dannym geofiziki]. Karotazhnik, 2013, is. 1, pp. 13-23, ISSN 1810-5599. (Russ.).
4. YELANSKIY, M.Yu., S.A. IVANOV. Scientific substantiation of interrelationships among filtration and capacity properties of Paleogenous and Miocenic sediments (on examples of Lower Kvakchikskoe and Kshukskoe fields) [Nauchnoye obosnovaniye vzaimosvyazi filtratsionnykh i yemkostnykh svoystv otlozheniy paleogena i verkhnemiotsena (na primere Nizhne-Kvakchinskogo i Kshukskogo mestorozhdeniy)]. Karotazhnik, 2018, is. 5, pp. 32-48, ISSN 1810-5599. (Russ.).
5. KHANIN, A.A. Petrophysics of oil and gas layers [Petrofizika neftyanykh i gazovykh plastov]. Moscow: Nedra, 1976. (Russ.).
6. TRUSOV, A.I., S.Ya. AKSENOV, M.Yu. YELANSKIY, et al. Experience in using "Geomodelirovanie" software for fields at different stages of development and studying [Opyt ispolzovaniya programmnogo kompleksa "Geomodelirovaniye" dlya mestorozhdeniy na razlichnoy stadia ikh razrabotki i izuchennosti]. Karotazhnik, 2017, is. 11, pp. 53-62, ISSN 1810-5599. (Russ.).
